Tesis Pilar

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1

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DE LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL

POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL Núcleo - Maracay

PROPUESTA PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIOTÉCNICO PRESTADO POR ELECENTRO C.A. EN LOS CIRCUITOS 13.8KV ASOCIADOS A LAS SUBESTACIONES EL LIMÓN, DELICIAS Y ELCIRCUITO OCUMARE DE LA COSTA DE 34.5 KV PERTENECIENTE A

LA SUBESTACIÓN SANTA CLARA.

Trabajo Especial de grado presentado ante la Universidad Nacional

Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional.

Por

Br. BARRIOS GONZÁLEZ PILAR M.

Como requisito para optar al titulo de

INGENIERO ELECTRICISTA

Maracay, Mayo 2005



2

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DE LA DEFENSA


POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADAUNEFA

APROBACIÓN DEL TUTOR

“ Propuesta para mejorar la calidad del servicio técnico prestado por

ELECENTRO C.A. en los circuitos 13.8 KV asociados a las Subestaciones El Limón, Delicias y el circuito Ocumare de 34.5 KV perteneciente a la Subestación

Santa Clara”.

Br. Barrios González, Pilar M.

Certifico que he leído este Trabaja Especial de Grado y lo he encontradoaceptado en cuanto a contenido científico y lenguaje

__________________________________

ING. EMILIO R. CORONADO C.C.I 8.723.830

Maracay, Mayo 2005.



3





APROBACIÓN DEL JURADO EXAMINADOR

“ Propuesta para mejorar la calidad del servicio técnico prestado por

ELECENTRO C.A. en los circuitos 13.8 KV asociados a las Subestaciones El Limón, Delicias y el circuito Ocumare de 34.5 KV perteneciente a la Subestación

Santa Clara”.


____________________________

Ing. Antonio Martínez

Presidente del Jurado.

____________________________

Ing. Cesar Masin

Miembro #1 del Jurado.

____________________________

Ing. Eva Monagas

Miembro # 2 del Jurado.

Maracay, Mayo 2005.



4

DEDICATORIA

A la memoria de una mujer maravillosa, que me abrindado la inmensidad de su Amor y su grandescuidados; aunque la vida no me dio la oportunidad dedisfrutarte lo suficiente, siento que hemos compartidomuchas cosas, ya que a donde voy tu estas guiando mis pasos.

Hoy y Siempre espero que estés muy Orgullosa demi!!! Esto es para ti……….

Querida Abuela CANDIDA ROSA GONZÁLEZ



5

AGRADECIMIENTO

Gracias a Dios, por que cada días me das la oportunidad de continuar el caminohacia la superación y el éxito!!!.

A una mujer sencillamente Especial , que desde que tengo uso de razón solo atenido una misión en la vida : Verme Feliz. GRACIAS MAMI TE AMO, por lo sertan maravillosa, por ser mi Amiga incondicional y por que siempre estar a mi lado.

Mi más profunda gratitud a mi padre y madre, por todo el apoyo y colaboraciónprestada durante estos largos años de estudios.

Mi mas sincero agradecimiento a mis hermanos y a mi súper sobrinos (Thay,Bebo y Vicen) por que cuando he necesitados de alguno de ellos siempre han estaallí, brindándome su apoyo incondicional. GRACIAS LOS QUIERO MUCHO!!!

Mi agradecimiento a mi querido y estimado tutor Ing. Emilio Coronado, portoda la ayuda y colaboración para desarrollo del presente Trabajo Especial de Grado..GRACIAS !!!

Mi agradecimiento a los integrantes de Departamento de MantenimientoEspecializado, muy especialmente al T.S.U Rubén Hernández, por brindarme laoportunidad de ser su amiga y por todo su colaboración para el desarrollo del presenteTrabajo Especial de Grado.. GRACIAS !!!

A la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada(UNEFA), por ser mi casa de estudio y permitir mi formación como profesional.

A la institución FUNDACITE ARAGUA, por su financiamiento en el desarrollodel Trabajo Especial de Grado.



6





“ Propuesta para mejorar de la calidad del servicio técnico prestado por

ELECENTRO C.A. en los circuitos 13.8 KV asociados a las Subestaciones El

Limón, Delicias y el circuito Ocumare de 34.5 KV perteneciente a la Subestación

Santa Clara”.


Maracay, Mayo 2005.

RESUMEN

El presente estudio se fundamenta en un análisis de fallas del año 2003 y 2004 a

los circuitos de distribución de 13.8 kV de las subestaciones Limón, Delicias y el

circuito de 34,5 kV Ocumare de la Costa, con la finalidad de determinar los

indicadores que evalúan la Calidad del Servicio Técnico y verificar si estaban

cumpliendo con las exigencias de las Normativas vigentes. Para llevar a cabo la

investigación se recopilaron los reportes de fallas suministrados por Elecentro através del sistema de interrupciones (SISINT).

Una vez realizado el análisis de falla se determina cual era el circuitos más

afectado por los indicadores y se establece la propuesta para mejorar la Calidad del

Servicio Técnico suministrado por la empresa, la cual consiste de un Mantenimiento

mayor al circuito Av. Caracas y un Plan Estratégico para los otros circuitos en

estudio. La metodología empleada para desarrollar el estudio, se basa en una

investigación de campo de carácter descriptivo, evaluativo y una investigación tipo

documental, por lo tanto esta enmarcada dentro de la modalidad de proyecto factible.



7

ÍNDICE DE CONTENIDO

APROBACIÓN DE TUTOR ............................................................ ii

APROBACIÓN DEL JURADO EXAMINADOR .............................. iiiDEDICATORIA .................................................................................. iv

AGRADECIMIENTO ......................................................................... v

RESUMEN .......................................................................................... vi

ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................... xi

ÍNDICE DE TABLAS ....................................................................... xii

ÍNDICE DE GRAFICAS ................................................................... xiii

LISTA DE ANEXOS ......................................................................... xv

INTRODUCCIÓN ............................................................................... 1

CAPITULO I

EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento el Problema ....................................................... 3

1.2 Objetivos .................................................................................. 6

1.2.1 Objetivo General ................................................... 61.2.2 Objetivos Específicos ............................................ 6

1.3 Justificación de la Investigación ............................................... 7

1.4 Alcance de la Investigación. ...................................................... 7

1.5 Limitaciones de la Investigación ............................................... 8

CAPITULO II

MARCO TEORICO

2.1 Reseña Histórica de la Empresa ................................................. 9

2.1.2 Misión de ELECENTRO C.A .................................. 9

2.1.2 Misión de ELECENTRO ........................................... 11

2.1.3 Visión de ELECENTRO C.A ..................................... 11



8

2.1.4 Característica de ELECENTRO C.A ........................... 11

2.1.5 Objetivos de ELECENTRO C.A ............................... 12

2.1.5.1 Objetivo General ................................... 12

2.1.5.2 Objetivos Específicos ........................... 122.1.6 Estructura Organizativa ........................... 12

2.2 Estudios Previos ......................................................................... 15

2.3 Bases Teóricas. .......................................................................... 16

2.4 Bases Legales. ............................................................................ 58

CAPITULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1 Diseño de la Investigación. ........................................................ 59

3.2 Área de la Investigación ............................................................ 60

3.3 Técnica de Recolección de Datos. ............................................ 61

3.4 Fases de la Investigación .......................................................... 62

3.4.1 Fase I: Revisión bibliográfica ................................... 62

3.4.2 Fase II: Analizar la situación actual de los circuitos enEstudios. ............................................................................................ 62

3.4.3 Fase III: Determinar los indicadores que afecten la calidad

del servicio técnico. ........................................................................... 63

3.4.4 Fase IV: Proponer los cambios necesarios para mejorar a

la calidad del servicio prestado por la empresa ELECENTRO C.A. ... 64

3.4.5 Fase V: Aanálisis costo- beneficio. ................................. 64

CAPITULO IV

ANÁLISIS DEL SISTEMA ACTUAL

4.1 Descripción y Características Generales de las Subestaciones en Estudio. 65



9

4.1.1 Subestación Limón. ................................................... 65

4.1.2 Subestación Delicias. ................................................ 67

4.1.3 Subestación Santa Clara. ........................................... 68

4.2 Análisis de Fallas. ...................................................................... 704.3 Indicadores de Calidad del Servicio Eléctrico. ............................ 77

4.4 Análisis de los Resultados Obtenidos. ......................................... 86

CAPITULO V

PROPUESTA

5.1

Justificación de la Propuesta. ...................................................... 875.2 Fundamentación de la Propuesta.................................................. 87

5.3 Presentación de la Propuesta.. ..................................................... 88

5.4 Descripción de la Propuesta. ........................................................ 88

5.4.1 Mantenimiento mayor al circuito Av. Caracas de la S/E Limón. 88

5.4.2 Plan Estratégico................................................................... 93

5.4.2.1 Etapas del Plan Estratégico................................. 93

5.4.2.2 Diseño del Plan Estratégico................................... 93

5.4.2.3 Descripción de las actividades del Plan Estratégica. 95

5.4.2.4 Ejecución del Plan Estratégico............................. 99

5.4.2.5 Evaluación del Plan Estratégico............................ 99

5.5 Análisis Costo – Beneficio........................................................... 100

CONCLUSIONES ............................................................................... 113

RECOMENDACIONES. .................................................................... 115

GLOSARIO DE TERMINOS. ............................................................ 117

REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍA. .................................................... 119

ANEXO.



10

ÍNDICE DE FIGURAS

Nº. Titulo.

1. CADAFE y sus filiales. ............................................................. 13

2. Organigrama de ELECENTRO. .................................................. 14

3. Representación Grafica de una Subestación Radial. ................... 20

4. Representación Grafica de una Subestación Nodal. ..................... 21

5. Principio del Servicio Eléctrico. ................................................ 28

6 Configuración del Circuito Ocumare de la Costa en 34.5KV. ..... 69

7. Crucetas de Madera del Circuito Av. Caracas ............................. 92



11

ÍNDICE DE TABLAS

Nº. Titulo.1. Variación Máxima Permitidas ........................................................ 40

2. Puntos De Medición. ..................................................................... 41

3. Valores Limites Por Alimentador .................................................. 50

4. Valores Limites BT / MT / AT ..................................................... 51

5. Carácter De La Sanción ........................................................................................................... 52

6. Ubicación De Los Circuitos En Las Barras De 13.8 KV. S/E Limón 55

7. Características De Los Circuitos S/E Limón .................................. 66

8. Ubicación De Los Circuitos En Las Barras De 13.8 KV. S/E Delicias 67

9. Características De Los Circuitos de la S/E Delicias ....................... 68

10. Circuito El Paseo ........................................................................... 71

11. Interrupciones por Grupos de Causas. S/E El Limón .................... 72

12. Interrupciones por Grupos de Causas. S/E Delicias ..................... 73

13. Interrupciones por Grupos de Causas S/E Santa Clara. ................ 74

14. Indicadores de Gestión S/E Limón. .............................................. 78

15. Indicadores de Gestión S/E Delicias ............................................. 7916. Indicadores de Gestión Circuito Ocumare de la Costa .................. 80

17. Circuitos más problemáticos por S/E. ............................................. 81

18. Indicadores de Gestión por Causa de Falla. S/E Limón .................. 83

19. Indicadores de Gestión por Causa de Falla. S/E Delicias ............... 84

20. Indicadores de Gestión por Causa de Falla. S/E Santa Clara .......... 85

21. Mantenimiento mayor al circuito Av. Caracas. .............................. 91

22. Plan Estratégico. ........................................................................... 9423. La distancia de Aproximación para la ejecución de la Poda. .......... 99

24. Ingresos actuales de la empresa a través de los Circuitos Av. Caracas y Av.

Universidad en el año 2004 .................................................................. 101

25. Estimación del Costo anual de la Energía dejada de vender para



12

cada circuito de la Subestación Limón 2004 ................................. 104

26. Estimación del costo anual de la energía dejada de vender para

cada circuito de la Subestación Delicias 2004 ................................ 105

27. Estimación del costo anual de la energía dejada de vender parael circuito Ocumare de la Costa ..................................................... 106

28. Ingresos actuales de la empresa a través Subestación Limón 2004 108

29. Ingresos actuales de la empresa a través Subestación Delicias 2004 109

30. Ingresos actuales de la empresa a través del circuito Ocumare

de la Costa 2004 ........................................................................... 110

31. Comparación de las pérdidas antes y después de la Implantación de

Plan de Estratégico ........................................................................ 111



13

ÍNDICE de GRAFICOS

Nº. Titulo.1. Interrupciones por Grupo de Causas de la S/E Limón ............... 75

2. Interrupciones por Grupos de Causas de la S/E Delicias ........... 75

3. Interrupciones por Grupos de Causas del Circuito Ocumare

de la Costa................................................................................. 76



14

LISTA DE ANEXO

Nº. Titulo.1. Comparación de las Interrupciones por Distritos Técnicos.

2. Análisis de Fallas en el año 2003 y 2004.

3. Presupuesta del mantenimiento del circuito Av. Caracas. S/E Limón.



15

INTRODUCCIÓN

Desde hace décadas el suministro de energía eléctrica a los suscriptores, ha

impulsado el desarrollo económico, social e industrial de las diferentes zonas delterritorio nacional. La Compañía Anónima Electricidad del Centro (Elecentro C.A)

filial de CADAFE, tiene como objetivos la transmisión, distribución y

comercialización de la energía eléctrica a la zona central del país.

Imaginarse el mundo sin energía eléctrica durante un día resultaría un Caos; por

eso actualmente Elecentro C.A, se ha visto en la necesidad de planificar y ejecutar

estrategias con el fin de entregar a todos sus suscriptores, la energía eléctricarequerida, satisfaciendo los niveles de Calidad ,Confiabilidad y Economía, de las

nuevas normativas de Calidad del Servicio Eléctrico; implementando estudios

relacionados a tal fin para poder tomar las decisiones más acertadas y lograr los

objetivos trazados.

La Calidad del Servicio Eléctrico radica su importancia en ir más allá de

suministrar de un servicio continuo, ya que mediante la evaluación de esta se puede

obtener la eficiencia la cual afecta a la imagen de las empresas y la satisfacción de los

suscriptores con respecto al servicio eléctrico prestado. Para evaluar la calidad del

servicio eléctrico se han establecido las siguientes áreas de estudio: La Calidad de

Servicio Técnico, La Calidad del Producto Técnico Y La Calidad del Servicio

Comercial; las dos últimas no serán objeto de estudio de esta investigación.

En este Trabajo Especial de Grado se ha planteado la problemática de La

Calidad de Servicio Técnico que presentan los circuitos 13.8 kV. asociados a lasSubestaciones El Limón, Delicias y el circuito Ocumare de la Costa de 34.5 kV

perteneciente a la Subestación Santa Clara; para resolver dicha situación se realizó

una investigación de campo de carácter descriptivo, evaluativo y una investigación

tipo documental; para al final establecer una propuestas y recomendaciones.



16

Los tópicos relacionados con este Trabajo Especial de Grado se presentan a lo

largo de siete capítulos, de la siguiente forma:

El Capítulo I expone el planteamiento del problema, indica los objetivos de lainvestigación y además presenta la justificación, alcances y limitaciones de la

investigación.

El Capítulo II proporciona la información general de la empresa, donde se

muestra una breve reseña histórica, misión, visión, características, objetivos y

estructura organizativa; adicionalmente presenta los estudios previos a la

investigación, bases teóricas y bases legales que sustentan la investigación.

El Capítulo III describe la metodología empleada, indicando diseño y área de la

Investigación, la técnica de recolección de datos y las fases de la Investigación. El

Capitulo IV presenta un análisis del marco regulatorio del sistema eléctrico nacional,

específicamente el lo referente a la Calidad de Servicio Eléctrico.

El Capítulo V se efectúa una descripción de la situación actual, en la cual se

encuentran las subestaciones y circuito en estudio; además se realiza un análisis de

fallas y determinación de los indicadores de la calidad del servicio técnico, para

seleccionar la muestra de la población en estudio.

El Capítulo VI se diseño las propuestas que ayudara a solucionar los principales

problemas de interrupción que presentan los circuitos en estudios. El Capítulo VII se

presenta un análisis costo- beneficio de la propuesta.

Finalmente se especifican las conclusiones y recomendaciones a las que se

llegó en esta investigación.



17

CAPITULO I

EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento del Problema.

La Compañía Anónima Electricidad del Centro (ELECENTRO filial de

CADAFE), fue creada el 22 de Febrero de 1991, para suministrar energía eléctrica a

la zona central de Venezuela, cuya área de cobertura abarca los estados Aragua,

Amazonas, Apure, Guárico y Miranda; está tiene como objetivos la transmisión,

distribución y comercialización de la energía eléctrica, a los fines de cumplir con lasexigencias del proceso de desarrollo eléctrico de dichos estados.

ELECENTRO C.A., dentro de su estructura organizativa establece como

misión proveer a la comunidad un servicio de suministro de energía eléctrica

confiable, orientado hacia la excelencia, que impulse el desarrollo integral de la

región, ofreciendo óptima atención con personal altamente capacitado y motivado

para alcanzar una rentabilidad apropiada mejorando continuamente los procesos

administrativos y técnicos.

Para distribuir la energía eléctrica la empresa., cuenta con 16.556 Km. de líneas

de distribución y 57 subestaciones en tensiones de 34.5 kV y 13.8 kV; que por medio

de conductores y transformadores permiten convertir la energía en niveles de tensión

de 440, 220, 208 y 120 V., y llegar a proveer el servicio eléctrico en las zonas

industriales, comerciales, agrícolas, residenciales, urbanas y rurales.

Al consolidar de forma general las interrupciones del servicio eléctrico

ocurridas en el año 2003 y 2004 en los seis distritos técnicos (Maracay Norte,

Maracay Sur, Cagua, La Victoria, Camatagua y Villa de Cura) del estado Aragua se

realizó una gráfica comparativa tomando en cuenta la cantidad de fallas ocurridas en



18

ellos durante los años en estudio, con la finalidad de determinar cual era el distrito

más afectado por las interrupciones para ser tomado como objeto de estudio. (Ver

Anexo 1).

Según análisis del anexo 1, se puede concluir que en los dos últimos años La

Calidad del Servicio Eléctrico se ha transformado en un tema de gran relevancia para

la empresa ELECENTRO C.A. y sus suscriptores, ya que se han presentado múltiples

quejas del servicio eléctrico suministrado; debido a las numerosas fallas en la zona

norte del área Metropolitana de Maracay, específicamente en los circuitos 13.8 kV

asociados a las Subestaciones el Limón, Delicias y el circuito Ocumare de la Costa de

34.5 kV perteneciente a la Subestación Santa Clara, quienes son atendidos por elDistrito Maracay Norte de la Coordinación de Distribución Aragua.

La Calidad del Servicio Eléctrico es uno de los aspectos más estudiados por las

empresas distribuidoras de electricidad, ya que mediante esta se evalúa la eficiencia,

la imagen de las empresas y la satisfacción de sus suscriptores con respectos al

servicio eléctrico prestado. Las normas de calidad de servicio de distribución de

electricidad establecer tres áreas específicas para evaluar la calidad del servicio

eléctrico, las cuales son:

La Calidad del Producto Técnico contempla los valores admisible de los

niveles de tensión del fluido eléctrico y la forma de onda de la tensión suministrada

por la empresa, La Calidad de Servicio Técnico se refiere los valores admisible de los

indicadores de interrupciones del fluido eléctrico, teniendo en cuenta la frecuencia y

duración de las misma, además de los reclamos de los usuarios en cuanto a fallas

presentadas; La Calidad del Servicio Comercial establece el grado de cumplimientode los lapsos establecidos en la atención de requerimiento y reclamos de los usuarios

en cuanto a la facturación.

Los problemas de Calidad de servicio eléctrico en los sistemas de distribución



19

no son causados exclusivamente por las empresas distribuidoras de electricidad sino

que es responsabilidad compartida de las empresas y sus suscriptores siendo aquellos

de mayor consumos los que más pueden afectar al sistema de potencia; podemos

definir entonces como causas internas a aquellos hechos, circunstancias y condicionesde operación que afecten la calidad del servicio que son responsabilidad de la

empresa; mientras que las causas externas son circunstancias , hechos o combinación

de estos no imputables a la empresa distribuidora del servicio.

Por tal motivo ELECENTRO C.A., en su afán de mantener un nivel óptimo de

seguridad, confiabilidad , continuidad y calidad del servicio técnico se ve en la

obligación de realizar estudios a fin de determinar las causas de dichasinterrupciones; ya que traen como consecuencia la desmejora de la calidad del

servicio eléctrico prestado a sus suscriptores, aumentando el descontento de ello y

esto a su vez genera para la empresa pérdidas millonarias al dejar de facturar esa

energía que no se cobra en el tiempo de duración de la falla.

En base a lo anteriormente señalado, se decide canalizar la investigación hacia

el mejoramiento de la Calidad de Servicio Técnico suministrado a los suscriptores

que se encuentran conectados a los circuitos en estudio; realizando un análisis de falla

y un estudio extensivo de los circuitos, de tal manera que se adecue a la exigencia de

la demanda actual. Por esto surge la inquietud de la autora de elaborar una propuesta

para mejorar la calidad de servicio técnico de los circuitos 13.8 kV asociados a las

Subestaciones El Limón, Delicias y el circuito Ocumare de la Costa de 34.5 kV

perteneciente a la Subestación Santa Clara.



20

1.2 Objetivos.

1.2.1 Objetivo General.

Diseñar una propuesta para mejorar la calidad de servicio técnico de los

circuitos 13.8 kV asociados a las Subestaciones El Limón, Delicias y el circuito

Ocumare de la Costa de 34.5 kV perteneciente a la Subestación Santa Clara.

1.2.2 Objetivos Específicos.

Analizar la situación actual que se presentan en los circuitos 13.8 kV

asociados a las Subestaciones. El Limón, Delicias y el circuito Ocumare de la

Costa de 34.5 kV perteneciente a la Subestación Santa Clara, con el propósito

de realizar un análisis de falla.

Determinar los indicadores que evalúan la calidad del servicio técnico y

analizar aquellos circuitos que tengan un alto índice de ocurrencia de fallas.

Proponer los cambios necesarios para mejorar a la Calidad del Servicio

Técnico prestado por la empresa ELECENTRO C.A., a través de los circuitos

en estudio.

Elaborar un análisis costo- beneficio, de la propuesta a implementar para

mejorar la Calidad del Servicio Técnico prestado por la empresa ELECENTRO

C.A.



21

1.3 Justificación de la Investigación.

La importancia de dicha investigación radica en la necesidad de resolver la

problemática en cuanto al número, frecuencia y duración de las interrupciones quepresenta el servicio eléctrico distribuido por la empresa ELECENTRO C.A., en la

zona norte del área Metropolitana de Maracay, ya que se ven afectados los ingresos

de la empresa por la energía dejada de vender durante la ocurrencia de una falla,

además de causar molestia a sus cliente o suscritores.

Por tal motivo la investigación proporcionará los cambios necesarios que

deberá adoptar la empresa ELECENTRO C.A., para disminuir los indicadores queevalúan la calidad del servicio técnico; y esto a su vez traerá una influencia

económica positiva para la misma, garantizando a sus suscritores la calidad,

confiabilidad y continuidad del servicio prestado a la hora de presentarse una falla

eléctrica los circuitos 13.8 kV asociados a las subestaciones. El Limón, Delicias y el

circuito Ocumare de la Costa de 34.5 kV alimentado por la subestación Santa Clara.

1.4 Alcance de la Investigación.

La presente investigación tiene por finalidad diseñar una propuesta, mediante

un análisis de falla que mejore la calidad del servicio técnico suministrado por la

empresa ELECENTRO C.A., en la zona norte del área Metropolitana de Maracay, en

ella se busca establecer los cambios necesarios para aumentar la calidad, continuidad

y confiabilidad los circuitos 13.8 kV asociados a las subestaciones. El Limón,

Delicias y el circuito Ocumare de la Costa de 34.5 kV alimentado por la subestación

Santa Clara y por ende el bienestar de los suscritores conectados en dichos circuitos,además de mejora la imagen de la empresa.



22

Las recomendaciones generadas por la investigación se ajustaran a las

referencias mínimas establecidas en las Normas CADAFE, Normas de Calidad de

Servicio de Distribución de Electricidad y la Ley Orgánica Del Servicio Eléctrico.

1.5 Limitaciones de la Investigación.

La trayectoria del circuito Ocumare de la Costa 34.5 kV alimentado por la

Subestación Santa Clara, se presenta como limitante, ya que atraviesa zona de difícil

acceso como: boscosa y montañosa.

La disponibilidad de vehículo, también se presenta como limitante para realizarla inspecciones de los diagramas unifilares y para efectuar ciertas observaciones que

deben realizarse en los circuitos de 13,8 kV asociados a las Subestaciones El Limón y

Delicias tales como: distancia, tipo y calibre del conductor, carga y verificación de

existencia de equipos de seccionamiento y protección; adicionalmente a estas se

pueden añadir las condiciones climatológicas adversas que pudieran presentarse en el

estado Aragua.



23

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Reseña Histórica de la Empresa CADAFE

La historia del desarrollo eléctrico en Venezuela, parte de los empresarios

quienes inician esta actividad en el centro urbano de mayor densidad de población,

mediante la instalación de pequeñas plantas y con explotación de pequeñas sedes

locales, suministrando el servicio únicamente durante la noche. En 1947 es creada la

Corporación Venezolana de Fomento (CVF); encargada, a través de su departamentode Electricidad, de realizar los estudios para la electrificación integral de todo el país.

Luego de 10 años de creada dicha Corporación, ya existían 15 empresas

eléctricas, lo cual dificultaba la coordinación y ejecución del Plan Nacional de

Electrificación. En 1994 la Corporación Venezolana de Fomento (C.V.F.) se encargó

de la planificación y control de estas empresas con la finalidad de realizar estudios

completos sobre la utilización y control de estas empresas con la finalidad de realizar

estudios completos sobre la utilización y distribución.

Debido a la necesidad de unificar criterios y procedimientos de las 15 empresas,

se crea CADAFE (Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico),

fundada el 25 de Octubre de 1958, siendo la empresa estadal que ha electrificado al

93% del territorio Nacional y que en 1959 inició la prestación del servicio de energía

eléctrica en ciudades y zonas rurales.

2.1.1 Como surge ELECENTRO (Sede Maracay - Edo. Aragua):

En 1990, como parte del proceso de reorganización, reestructuración y

descentralización, CADAFE crea cinco (05) empresas filiales:



24

Compañía Anónima Electricidad de Los Andes (CADELA).

Compañía Anónima Electricidad de Oriente (ELEORIENTE).

Compañía Anónima Electricidad de Occidente (ELEOCCIDENTE).

Compañía Anónima Electricidad del Centro (ELECENTRO).

Compañía Anónima Desarrollo del Uribante Caparo (DESURCA).

Compañía Anónima Sistema Eléctrico de Monagas y Delta Amacuro

(SEMDA), creada en 1998 para efectos de privatización.

El 22 de Febrero de 1991 es creada la C.A. ELECTRICIDAD DEL CENTRO,

ELECENTRO, con sede en la ciudad de Maracay, cuyos objetivos era la distribucióny comercialización de la energía eléctrica, a los fines de cumplir con las exigencias

del proceso de desarrollo eléctrico de los Estados Aragua, Miranda, Guárico, Apure y

Amazonas.

ELECENTRO C.A. opera y mantiene un total de seis (06) plantas de

generación aisladas, ubicadas en zonas donde la transmisión de la energía es limitada

por la geografía, atendiendo a un total de 14.719 clientes, localizados en las

poblaciones de Manapiare, San Carlos de Río Negro, Maroa y San Fernando de

Atabapo en el Estado Amazonas; en la población de Guadarrama en el Estado Barinas

y en la población de Puerto Páez en el Estado Apure.

ELECENTRO C.A. tiene la responsabilidad de mantener y operar el sistema de

transmisión en 115 KV., asociado a los estados Amazonas, Apure, Aragua, Guárico y

Miranda; para ello se planifican, coordinan, dirigen y controlan las operaciones y

mantenimientos de dicho sistema, cuya capacidad instalada es de 2.183,5 MVA y una

longitud de línea de 3.377 Km.

La interconexión operativa se lleva a cabo a través de la OPSIS, Despacho de

Carga Central de CADAFE y las subestaciones pilotos San Ignacio, ubicada en el

http://www.elecentro.com.ve/empresa/aragua.htm

http://www.elecentro.com.ve/empresa/miranda.htm

http://www.elecentro.com.ve/empresa/guarico.htm

http://www.elecentro.com.ve/empresa/apure.htm

http://www.elecentro.com.ve/empresa/amazonas.htm

http://www.elecentro.com.ve/empresa/amazonas.htm

http://www.elecentro.com.ve/empresa/apure.htm

http://www.elecentro.com.ve/empresa/guarico.htm

http://www.elecentro.com.ve/empresa/miranda.htm

http://www.elecentro.com.ve/empresa/aragua.htm



25

estado Aragua, Sombrero II, en el estado Guárico y Charallave II en el estado

Miranda. Para atender al estado Amazonas se cuenta con el sistema SUR, que

comprende la Subestación Puerto Ayacucho ubicada en el estado Amazonas y las

Subestaciones Caicara, Los Pijigüaos y el Jobal ubicadas en el Estado Bolívar.

2.1.2 Misión de ELECENTRO C.A.

Proveer a la comunidad un servicio de suministro de energía eléctrica confiable,

orientado hacia la excelencia, que impulse el desarrollo integral de la región,

ofreciendo óptima atención con personal altamente capacitado y motivado para

alcanzar una rentabilidad apropiada mejorando continuamente los procesosadministrativos y técnicos.

2.1.3 Visión de ELECENTRO C.A.

Alcanzar posiciones de liderazgo dentro del sector eléctrico nacional.

2.1.4.1.1 Característica de ELECENTRO C.A.

Posee autonomía presupuestaria confiable y financiera.

Esta dotada de personalidad jurídica gerencial.

Realiza una gestión gerencial con eficiencia, dando una atención

autónoma directa y eficaz a la demanda de los suscriptores.

Cuenta con una amplia instalación de varias oficinas comerciales

ubicadas en las diferentes regiones del país.



26

2.1.5 Objetivos de ELECENTRO C.A.

2.1.5.1 Objetivo General.

Distribuir y comercializar el servicio eléctrico en la región central del país, de

tal modo que el servicio cubra con las necesidades de la población garantizando un

servicio eficiente y confiable a un costo razonable.

2.1.5.2 Objetivos Específicos.

Satisfacer la demanda de energía eléctrica que requiera la zona central aun mínimo costo.

Brindar servicio eléctrico a las zonas rurales y urbanas.

Modernizar la empresa, mejorando la atención al cliente y al mismo

tiempo brindarle un servicio técnicamente confiable.

Optimizar el mantenimiento preventivo d las instalaciones y equipos de

trabajo.

Alcanzar niveles óptimos de seguridad y calidad de servicio prestado.

2.1.6 Estructura Organizativa.

La estructura organizativa de ELECENTRO, C.A., comienza a partir de lo que

es CADAFE, debido a que pertenece a esta por ser una filial. En la figura 1 se nuestra

un organigrama de CADAFE y sus filiales:



27

Figura 1: CADAFE y sus filiales

Por otra parte Elecentro C.A, tiene su propia estructura organizativa que se

puede visualizar en la figura 3, en ella se resalta los bordes en color rojo el

organigrama del departamento donde se llevo acaba el desarrollo del presente Trabajo

Especial de grado.



JUNTA DIRECTIVA

Contraloría

PRESIDENCIA

Gerencia de

Asuntos Públicos

Gerencia de

Consultoría Jurídica

Gerencia de

Recursos Humanos

Gerencia de Seguridad y

Prevención

Gerencia dePlanificación

Gerencia deDesarrollo

Gerencia deLogística

Coordinación ySeguridad Industrial

Gerencia de Informática yTelecomunicaciones

Dirección Técnica

Coordinación deBienestar Social

Coordinación de Nomina,Registro y Control

Coordinación deCaptación y Desarrllo

Dirección Comercial Dirección de FinanzasDirección de Operaciones

Gerencia de

Transmisión

Coordinación de

Generación

Gerencia de

Distribución

Coordinación deDistribución Aragua

MantenimientoEspecializado

Jefe del Dpto. de Mantenimiento

Especializado

Secretaria

Supervisor de Laboratorio dePruebas y Recuperación de Equipos

Supervisor de LíneasEnergizadas

Supervisor de TermografíaSupervisor de Subestaciones

y Subterráneos

Caporal de LíneasEnergizadas

Liniero de LíneasEnergizadas II

Liniero de LíneasEnergizadas I

Caporal de Subestaciones yRedes Subterráneas

Liniero de Subestaciones yRedes Subterráneas

Gerencia de

Control Integral

Gerencia deComercialización

Local

Gerencia de

ClientesPrimarios

Gerencia dePlanificación y

Costos

Gerencia de

AdministraciónLocal

Gerencia deContabiliad

Gerencia deFinanzas

Gere

FormContaPres

Figura 2: Organigrama de ELECENTRO C.A.

Distritos TécnicoCODA



29

2.2 Estudios Previos.

Los antecedentes tomados como referencia en la presente investigación son

trabajos, reportes y estudios previos que se han realizado en el área de distribución yramas a fines.

En el año 1999 COLMENARES M. LUIS, realizó un trabajo especial de grado

titulado “ Propuesta para disminuir la frecuencia de interrupción en el sistema de

distribución aérea (13.8 KV) en el circuito FADEACA de la S/E Los Tanque

ELECENTRO C.A.”, para optar al título de ingeniero electricista en el Instituto

Universitario Politécnico de las Fuerza Armadas Nacionales (I.U.P.F.A.N), NúcleoMaracay.

En el mismo propone ante la organización de ELECENTRO C.A., una serie de

estrategias tales como: la continuidad de un plan de mantenimiento, la revisión y

coordinación del sistema de protección, orientadas a disminuir la frecuencia de

interrupciones del circuito en estudio, implementando para ello una investigación de

campo y documental. Es importante resaltar que en comparación con la investigación

presente, trabajaremos en base al cálculo de los indicadores de Calidad del Servicio

Técnico establecidos por las normativas vigentes, además que será aplicado a otros

circuitos del estado Aragua.

Por otra lado FIGUEROA R. NELSON (2001). Desarrolla criterios para la

ubicación de dispositivos de seccionamiento y protección en redes aérea de

distribución, en su trabajo especial de grado presentado para optar al título de

ingeniero electricista en la Universidad de Carabobo (U.C); en él presenta unametodología que en base a criterios técnicos y económicos, plantea la ubicación

óptima de equipos de seccionamiento y protección de un sistema de distribución;

considerando como punto importante en el cálculo los costos de energía no



30

distribuida, índice de falla y da a conocer las bases jurídicas que se deben cumplir

para prestar un buen servicio eléctrico.

2.3 Bases Teóricas.

2.3.1 Sistema Eléctrico.

Según Harper, E. (1991), se considera el sistema eléctrico, al conjunto de

centrales generadoras, estaciones y subestaciones transformadoras, subestaciones de

distribución e interconexión, líneas de transmisión y receptores que están

eléctricamente unidos. La misión fundamental de sistema eléctrico es hacer llegar atodos los suscriptores conectados a dicho sistema, la energía eléctrica que necesitan.

Fundamentalmente, un sistema eléctrico está constituido por los siguientes

elementos:

Centrales generadoras (hidráulicas, térmicas, nucleares, ente otros).

Estaciones transformadoras elevadoras.

Líneas de transmisión.

Estaciones distribuidoras y de maniobra.

Estaciones transformadoras reductoras.

Redes primarias de distribución.

Estaciones transformadoras de distribución.



31

Redes secundarias de distribución.

2.3.1.1 Características Generales De Un Sistema Eléctrico.

Según Harper, los sistemas eléctricos se caracterizan por la frecuencia deservicio, expresada en Hertz (Hz), el número de fases, y la tensión de servicio

expresada en Voltios. En Europa está normalizada en 50 Hz, así como en la mayor

parte del mundo, excepto en América, específicamente en Venezuela donde está

normalizada a 60 Hz.

En el número de fases, los sistemas trifásicos son los más generalizados. La

transformación y distribución monofásica sólo se emplea para algunas instalaciones abaja tensión, de pequeña importancia. En baja tensión las redes trifásicas son de 3 a 4

hilos, es decir, 3 fases, y tres fases con neutro, respectivamente.

La tensión de servicio es la principal característica y la que determina el

aislamiento de los elementos que constituyen un sistema eléctrico.

2.3.2. Sistema De Potencia.

Es el conjunto de instalaciones que comprende la generación, transmisión,

distribución cargas y protecciones las cuales tienen como objetivos establecer un

enlace que permita el transporte de energía eléctrica desde las fuentes de recursos

energéticos hasta los consumidores.

2.3.3. Sistema de Distribución.

Es la parte del sistema de potencia conformado de la siguiente manera:

distribución en alta tensión (A.T) 115 kV, distribución en Media Tensión (M.T) 34.5

y 13.8 kV y distribución en Baja Tensión (B.T) 440, 220, 208 y 120 V, donde se

conectan dispositivos que permiten transporte de energía eléctrica desde la salida de



32

la Subestación de distribución hasta el sistema de medición del suscriptor (punto de

consumo). Un sistema de distribución está compuesto por los siguientes elementos:

transformador de potencia, subestación de distribución, seccionadores normalmente

cerrado, transformadores de distribución, cortacorrientes, transformadores de bajatensión y los clientes.

2.3.3.1 Parte de un Sistema de Distribución.

Troncal de alimentador: Es la ruta de mayor kVA. de carga por metro

lineal de recorrido; esta definición se basa en que la importancia del

troncal es función de la magnitud de la demanda servida, excepto en elcaso de clientes o consumidores especiales.

Ramal del Alimentador: Es una derivación directa trifásica o bifásica,

del circuito troncal, y se extiende por las rutas secundarias de una zona,

sirve para la alimentación de las cargas o para efectuar enlaces entre los

circuitos.

Red Primaria de Distribución: Es la que toma la energía de la barra de

baja tensión de la subestación transformadora y la reparte los primarios de

los transformadores de distribución; en estas redes se establecen

seccionadores de interconexión maniobrados manualmente, para

transferir secciones de líneas (cargas) en caso de emergencia o

mantenimiento.

Red Secundaria de Distribución: Esta comprendida entre la salida de

baja tensión de los transformadores y las acometidas de los usuarios.



33

2.3.4 Subestación

Es un conjunto de equipos eléctricos conectados de una manera tal que permitamodificar parámetros de potencia eléctrica (tensión y corriente), así como de proveer

un medio de interconexión y despacho entre las diferentes líneas de transmisión de un

sistema eléctrico.

2.3.4.1 Subestación de Distribución.

Sitio donde se encuentran un conjunto de equipos y circuitos cuyo objetivo esmodificar parámetros de la potencia eléctrica, protege los dispositivos del sistema y

poseer un medio de interconexión y despacho entre las diferentes líneas transmisión

y distribución.

2.3.4.1.1 Subestaciones Normalizadas por CADAFE.

Hasta el presente, la normalización de diseño de subestaciones, abarca los

siguientes tipos:

a) Subestaciones tipo Radial: Posee una sola llegada de línea de 115

o 34.5 kV con transformadores reductores a las tensiones de 34.5, 13.8 y

eventualmente a 24 kV. En esta subestación, el flujo de energía es en un solo sentido,

es decir, independientemente de la condiciones de explotación del sistema. Esta se

clasifica en: Radial II y Radial I; en la figura 3 se observa la representación gráfica

de una subestación Radial.



34

Figura 3. Representación Gráfica de una Subestación Radial.

b) Subestación tipo Nodal: Es aquella subestación que interconectada

con otra, conforma un anillo en el sistema de transmisión y en la cual, el flujo de

energía puede ser en uno u otro sentido, dependiendo de la condición del sistema.

Esta se clasifica en: Nodal III, Nodal II ( 115 TD ), Nodal I ( 230 T ) y Nodal 400 T.

En la figura 4 se observa la representación gráfica de una subestación Nodal.

13.8 / 24 KV.

115 / 13.8 KV.115 / 34.5 KV.

115 KV.



35

Figura 4: Representación Gráfica de una Subestación Nodal.

2.3.5 La Calidad De Servicio.

La calidad se define como el conjunto de propiedades y características de un

producto o servicio, que le confiere la aptitud para satisfacer necesidades expresas o

implícitas.

La calidad de servicio es el conjunto de propiedades y estándares normales

que, conforme a la ley y el reglamento, son inherentes a la actividad de distribución

de electricidad concesionada, y constituyen las condiciones bajo las cuales dicha

230 / 115 KV230 / 115 KV



36

actividad debe desarrollarse. La calidad de servicio incluye entre otros, los siguientes

parámetros:

La seguridad de las instalaciones, operación y el mantenimiento de red.

La continuidad del servicio.

La correcta medición y facturación del servicio prestado, y el oportuno

envío a los usuarios o suscriptores.

La oportuna atención y corrección de situaciones de emergencia,

interrupciones de suministro, accidentes y otros imprevistos.

La utilización de adecuados sistemas de atención e información a los

usuarios o suscriptores.

Calidad de servicio técnico: conjunto de parámetros físicos y técnicos que

determinan la calidad del suministro eléctrico, como por ejemplo la continuidad de

servicio y frecuencia, etc. La calidad del suministro es el conjunto de parámetros

físicos y técnicos, que debe cumplir el producto electricidad, dichos parámetros son

entre otros, frecuencia y continuidad.

La calidad de servicio de los sistema de distribución primario de 13.8 kV,

vienen expresados por los siguientes parámetros:

Frecuencia de la red, para Venezuela 60 ciclo por segundo.

Continuidad del servicio eléctrico, ciento por ciento del tiempo.



37

Máxima calidad de tensión, el criterio por el cual se rige ELECENTRO

C.A., es hasta el 4% para condiciones normales y 7% en condiciones de

contingencia o fallas.

De estos parámetros en Venezuela, solo la frecuencia tiene valor

aceptable; los otros dos están sensiblemente afectados.

2.3.6 Interrupción del Servicio Eléctrico

Es la suspensión programada o no del suministro de energía eléctrica para uno o

más suscriptores. Esta se puede clasificar como momentánea o sostenida.

2.3.6.1 Interrupción Momentánea del Servicio: Es la suspensión del

servicio de energía eléctrica a uno o más usuarios durante un tiempo menor o igual a

5 minuto. Por ordenanza de la casa matriz CADAFE a todas sus filiares, estas fallas

están incluida en el grupo de instantáneas; y se definen como la suspensión del

suministro de energía eléctrica motivado a la salida imprevista del sistema eléctrico.

2.3.6.2 Interrupción Sostenida del Servicio: Es la suspensión del

servicio de energía eléctrica a uno o más suscriptores, durante un tiempo mayor de 5

minutos. Por ordenanza de la casa matriz CADAFE a todas sus filiares, estas fallas se

clasifican en 2 grupos que son: Distribución y Producción; los cuales se subdividen

en subgrupos.

2.3.6.2.1 Definición de los Subgrupos de Interrupciones

Sostenidas perteneciente al grupo de Distribución.

a) Programadas: Son las interrupciones del suministro de energía eléctrica

mediante la manipulación de un equipo de seccionamiento o corte, la cual es

realizada para corregir posible punto de falla en la red de distribución.



38

b) Mantenimiento Inadecuado: Son las interrupciones del suministro de

energía eléctrica causadas por cualquier componente que conforma el sistema de

distribución, y estas se clasifican a su vez en:

Línea Rota.

Puentes Rotos.

Puntos Calientes.

Seccionador Dañado.

Conductor Subterráneo Dañado.

Aislador Dañado.

Cortacorriente Dañado. Líneas Ligadas.

Línea fuera del Aislador.

Pararrayo Dañado.

Deterioro.

Copa Terminal Dañada

c)

Atmosféricas: Son las interrupciones del suministro de energía eléctricacausadas por de lluvias, descargas atmosféricas (rayos) o fuertes vientos.

d) Poda: Son las interrupciones del suministro de energía eléctrica causadas

por ramas, enredaderas o árbol sobre la línea de distribución.

e) Otras: Son las interrupciones del suministro de energía eléctrica que no

depende de la empresa y son causas por:

Incendio.

Animales.

Papagayos sobre las Líneas.

Poste Chocado.



39

Fortuitas.

Objetos Extraños.

Equipos de Clientes.

Ocasionado por Contratista.

Accidentes a Terceros.

Hurto del Conductor.

2.3.6.2.2 Definición de los Subgrupos de Interrupciones

Sostenidas perteneciente al grupo de Producción.

a)

Coordinación de Protecciones: Son las interrupciones del suministro deenergía eléctrica, causadas por un disparo inadecuado de un equipo de protección.

b) Producción: Son las interrupciones del suministro de energía eléctrica,

atribuidas a la salida completa de la subestación, es decir falla en la líneas de 230 KV

o 400KV.

c) Transmisión: Son las interrupciones del suministro de energía eléctrica,

atribuidas a la línea de 115 KV.

2.3.7 Clasificación de los clientes de Elecentro C.A.

Para Elecentro C.A sus clientes son lo más importante, por ello los clasifican de

acuerdo al tipo de servicio que se les suministra:

a) Residencial: Es el cliente que utiliza la electricidad con fines

domésticos (iluminación, artefactos eléctricos, entre otros) y recibe el servicio en

cualquier tipo de casa, apartamento, remolque u otra clase de vivienda.



40

b) Comercial: Es el cliente que utiliza la electricidad con fines

comerciales tales como: restaurantes, hoteles, cines, mercados, abastos, oficinas,

tiendas, clubes, entre otros. La energía eléctrica suministrada podrá ser utilizada para

iluminación, aire acondicionado, refrigeración y motores, avisos luminosos, sistemasde bombeo, ascensores y equipos ubicados en edificios, locales comerciales, etc.

c) Industrial: Es el cliente que utiliza la electricidad en fábricas de

productos en general, plantas y establecimientos mineros, petroleros y productos

químicos, siderúrgicos, agroindustriales, etc.

d) Agropecuario: Es el cliente que utiliza la electricidad para el

funcionamiento de equipos en las actividades primarias de producción agrícola,excepto para el funcionamiento de equipos de riego, tales como preparación de

tierras, siembras, recolección de productos agrícolas y otras, con una capacidad

instalada de 10 kVA en adelante. Incluye el servicio de iluminación incidental,

siempre que su demanda no sea superior al 25% de la demanda total del cliente.

e) Bombeo y Riego Agrícola: Es el cliente que utiliza la electricidad

para el funcionamiento de equipos de riego en las actividades primarias de

producción agrícola o pecuaria, con una capacidad instalada de 10 kVA en adelante.

Incluye el servicio de iluminación incidental, siempre que su demanda no sea superior

al 25% de la demanda total del cliente.

f) Especial: Es el cliente que obtiene los servicios eléctricos mediante

la firma de un contrato especial cuyas características referentes a tensión de

suministro, consumo, tarifas y otras disposiciones no permiten incluirlo en las

clasificaciones anteriores.

Adicionalmente Elecentro C.A, provee el servicio de energía eléctrica con

finalidades públicas o gubernamentales, entre ellos:



41

a) Alumbrado Público: El servicio utilizado para la iluminación de

calles, avenidas, plazas y otros espacios de uso público establecidos; de acuerdo a las

tarifas señaladas en la Gaceta Oficial vigente. Para los casos de alumbrado en vías no

públicas, el servicio se suministrará de acuerdo a un convenio firmado por losrepresentantes legales del interesado por el servicio.

b) Gubernamental: Los entes gubernamentales son todas aquellas

Dependencias del Poder Nacional, Estatal o Municipal, así como las

instituciones que estén adscritas o pertenezcan a ellos.

2.3.8 Tipos De Mantenimiento.

a) Mantenimiento Predictivo: Es el mantenimiento que tiene por

objeto detectar fallas incipientes en los equipos, mediante medición, inspección y

prueba. También lo podemos definir como la aplicación de la tecnología en el

proceso de detención temprana para verificar y detectar cambio en condiciones, lo

que permite intervenciones más oportunas y precisas.

b) Mantenimiento Preventivo: Consisten en intervenciones

periódicas, programadas con la finalidad de prevenir detectar o corregir defectos en

los equipos, tratando de evitar fallas del servicio.

c) Mantenimiento Correctivo: Es una actividad no planificada y se

dirige a reparaciones por fallas ocurridas. El objetivo de este tipo de mantenimiento

es llevar a los equipos a sus condiciones originales después de una falla por medio de

la restauración o reemplazo de piezas, componentes, partes del equipo oinstalaciones, debido al desgaste, daños o roturas.



42

2.3.9 Marco Regulatorio del Servicio Eléctrico

2.3.9.1 Ley Orgánica del Sistema Eléctrico.

Esta Ley tiene por objeto establecer las disposiciones que regirán el servicio

eléctrico en el Territorio Nacional, constituido por las actividades de generación,

transmisión, gestión del Sistema Eléctrico Nacional, distribución y comercialización

de potencia y energía eléctrica, así como la actuación de los agentes que intervienen

en el servicio eléctrico, uno de los avances de esta normativa es que el estado velará

porque todas las actividades que constituyen el servicio eléctrico se realicen bajo los

principios de equilibrio económico, confiabilidad, eficiencia, calidad, equidad,solidaridad, no-discriminación y transparencia (Ver Figura 5), a los fines de

garantizar un suministro de electricidad al menor costo posible y con la calidad

requerida por los usuarios.

Figura 5. Principios del Servicio Eléctrico

En dicha ley se constituye el servicio eléctrico como un servicio público y se

declara la separación de las actividades inherente al servicio eléctrico reconociéndose

Menor costaPosible y

Calidad requerida

Continuidad

SolidaridadNo

discriminación

TransparenciaCalidad

EquilibrioEconómico

EficienciaEquidad



43

como tales: Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización de potencia y

energía eléctrica, y la gestión del sistema eléctrico

2.3.9.1.1 Planificación del Servicio Eléctrico Nacional.

Es competencia del Poder Nacional, por órgano del Ministerio de Energía y

Minas, la planificación y el ordenamiento de las actividades del servicio eléctrico.

Las actividades que constituyen el servicio eléctrico deberán realizarse de tal manera

que se asegure su compatibilidad con las disposiciones relativas a las áreas pobladas,

agrícolas, forestales y a las de régimen de administración especial; así mismo , el

Ministerio de Energía y Minas, con el apoyo de la Comisión Nacional de EnergíaEléctrica y del Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, formulará el Plan

de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional.

2.3.9.1.2 Comisión Nacional de Energía Eléctrica.

Se crea la Comisión Nacional de Energía Eléctrica que tendrá a su cargo, por

delegación del Ministerio de Energía y Minas, la regulación, supervisión,

fiscalización y control de las actividades que constituyen el servicio eléctrico. La

Comisión Nacional de Energía Eléctrica deberá actuar bajo los principios siguientes:

Proteger los derechos e intereses de los usuarios del servicio

eléctrico.

Promover la eficiencia, confiabilidad y seguridad en la prestación del

servicio, y el uso eficiente y seguro de la electricidad.

Velar porque toda la demanda de electricidad sea atendida.



44

Garantizar el cumplimiento de los derechos y obligaciones de los

agentes del servicio eléctrico.

Promover la competencia en la generación y en la comercialización

de electricidad.

Garantizar el libre acceso de terceros a los sistemas de transmisión y

distribución. 2.3.9.1.3 Actividades del Servicio Eléctrico.

2.3.9.1.3.1 Generación

El ejercicio de la actividad de generación de energía eléctrica está abierto a la

competencia, previa autorización de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. Las

instalaciones de autogeneración, cogeneración y las de generación en sistemas

independientes cuya capacidad instalada supere un límite que establecerá la Comisión

Nacional de Energía Eléctrica, deberán prestar el servicio de electricidad en los casos

en que, por situación de emergencia, expresamente lo solicite el Centro Nacional de

Gestión del Sistema Eléctrico. El servicio prestado será remunerado, hasta tanto la

Comisión Nacional de Energía Eléctrica no establezca otros valores; los valores

límites para la capacidad instalada son:

En las instalaciones de autogeneración de hasta dos megavatios (2MW).

En las centrales de generación de sistemas independiente de hasta cinco

megavatios (5MW).

2.3.9.1.3.2 Transmisión.



45

El ejercicio de la actividad de transmisión está sujeto a concesión, la actividad

de transmisión de electricidad deberá realizarse bajo los principios rectores de unidad

del servicio para todo el territorio nacional, de coherencia en su operación por el

Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, de independencia respecto a laacción de los agentes del Servicio Eléctrico Nacional, de autonomía en cuanto a su

operación y administración, y de no intermediación en las transacciones del mercado,

además la expansión del Sistema de Transmisión se realizará de acuerdo con el Plan

de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional y estará abierta a todos los

inversionistas .

2.3.9.1.3.3 Gestión del Sistema Eléctrico Nacional.

La gestión del Sistema Eléctrico Nacional deberá realizarse de manera

centralizada, a fin de garantizar la óptima utilización de los recursos de energías

primarias, producción y transporte de la energía eléctrica y de contribuir a la

obtención de un suministro de electricidad confiable, económico, seguro y de la

mejor calidad, para este fin , el Ejecutivo Nacional constituirá una empresa propiedad

de la República para llevar a cabo la gestión del Sistema Eléctrico Nacional, dicha

empresa para los efectos de esta Ley se denominará Centro Nacional de Gestión del

Sistema Eléctrico, ejercerá el control, la supervisión y la coordinación de la operación

integrada de los recursos de generación y transmisión del Sistema Eléctrico Nacional,

así como la administración del Mercado Mayorista de Electricidad.

2.3.9.1.3.4 Distribución.

El ejercicio de la actividad de distribución de energía eléctrica está sujeto a

concesión dentro de un área exclusiva.

2.3.9.1.3.4.1 Obligaciones de las empresas de Distribución

de Energía Eléctrica.



46

Prestar el servicio a todos los que lo requieran dentro de su área de

servicio exclusiva.

Prestar el servicio de manera continua, eficiente, no discriminatoria y

dentro de los parámetros de calidad y atención a los usuarios.

Ejecutar los programas de inversión y de mantenimiento necesarios para

garantizar la prestación del servicio en las condiciones requeridas.

Permitir el libre acceso al transporte.

Compensar los daños causados a sus usuarios como consecuencia de fallas

en el suministro de energía eléctrica o mala calidad del mismo.

2.3.9.1.3.4.2 Derechos de las empresas de Distribución de

Energía Eléctrica.

Comercializar con sus usuarios con tarifa regulada.

Rentabilidad razonable en condiciones de operación y gestión eficiente.

Recibir el pago oportuno y suspender el servicio a quien no cumplan con

las obligaciones conforme a la factura.

Suspender el servicio en casos de usos no contractuales, conexiones

clandestinas o alteración o daño a equipos e instalaciones.

Recibir el apoyo de las autoridades administrativas y de seguridad.



47

2.3.9.1.3 .5 Los Usuarios

2.3.9.1.3 .5.1 Derechos de los Usuarios del Servicio Eléctrico.

Obtener el suministro de energía eléctrica de la empresa distribuidora.

Recibir la atención oportuna de sus reclamos.

Compensación adecuada cuando la calidad del servicio no cumpla con las

normas de calidad del servicio eléctrico. Participar en la supervisión del servicio eléctrico.

Los grandes usuarios podrán hacer transacciones en el mercado mayorista

de electricidad.

2.3.9.1.3 .6 Autorizaciones y Concesiones.

Las empresas de Generación y Comercialización, requerirán de

autorización previa de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.

Las concesiones de Transmisión y Distribución serán otorgadas por el

Ministerio de Energía y Minas.

Las sanciones de la Distribución se harán mediante licitación pública. Se

acordaran con los municipios las condiciones de otorgamiento.

Las concesiones que otorgue el Ministerio de Energía y Minas se harán

por un lapso máximo de treinta (30) años, contados a partir de la firma del

contrato, prorrogable hasta por veinte (20) años.



48

La comisión nacional de Energía Eléctrica podrá intervenir la

concesionaria en caso de quiebra, en situación de alto riesgo en la

prestación del servicio y por reiteradas infracciones.

2.3.9.1.3 .7 Infracciones y Sanciones.

- Hasta diez por ciento (10%) de sus ingresos brutos en los doce meses

anteriores al mes de la infracción, en el caso de infracciones por incumplimiento de :

Normas aplicables a las instalaciones.

Instrucciones emanadas del Centro Nacional de Gestión delSistema Eléctrico.

Suministrar a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.

Obligación de permitir verificaciones.

Prestación del servicio sin causa justificada.

Pago en el Mercado Mayorista.

De Normas de calidad.

Normativa de contabilidad.

Libre acceso a la redes.

- Hasta el dos por ciento (2%) de sus ingresos brutos por la comisión de

hechos menores.



49

- Multa de hasta cien mil unidades tributarias (100.000 UT) a las empresas

que nieguen el suministro de electricidad en situaciones de emergencia y a quienes

ejerzan la actividad del servicio eléctrico sin la debida autorización o concesión.

- Multas a los usuarios residenciales por hasta 5200UT y hasta 20.000 UT a

los no residenciales.

- La acumulación de un monto 20% de los ingresos percibidos en el

periodo en multas podría conllevar a la resolución del Contrato de Concesión.

2.3.9.1.3 .7.1 Uso del Producto de la Multa.

Reembolso a los usuarios afectados.

Electrificación rural.

2.3.9.2 Norma CADAFE 393 - 93: Indicadores de Gestión, Área

de Operación y Mantenimiento.

Las normas CADAFE tienen por finalidad establecer los procedimientos de

seguridad, administrativos y técnicos que se deben emplear para el funcionamiento de

las redes de distribución, de tal manera que cumpla con los estándares de calidad del

servicio en el suministro de energía eléctrica, además de la seguridad para sus

trabajadores y suscriptores.

Para Empresas regionales de Distribución y Comercialización de energía

eléctrica, es fundamental conocer la calidad y la confiabilidad del servicio prestado a

sus suscriptores, detectando cuales son aquellos factores que están incidiendo

negativamente en la calidad y continuidad del mismo. ; para ello en el año 1993 fue

aprobada la Norma CADAFE 393 - 93: Indicadores de Gestión en el Área de



50

Operación y Mantenimiento, donde se establece una serie de medidas que permiten a

la empresa evaluar la efectividad, continuidad y calidad del servicio suministrado;

dichas medidas se indican a continuación:

Fallas por cada 100 Km. de Línea.

Efectividad en corte.

Desviación entre la duración real y programada para el corte.

Tiempo promedio de solución de reclamos técnicos.

Costo promedio de mantenimiento en distrito por cada 100 Km. de líneas.

Tiempo total de interrupción (TTI).

Tiempo promedio de solución de interrupciones. Efectividad en el diagnostico.

Costo promedio de mantenimiento por subestaciones.

Frecuencia media de interrupciones.

Duración promedio de interrupción.

Efectividad en la ejecución del mantenimiento.

Tiempo promedio transcurrido entre la asignación y la ejecución del

mantenimiento. Inspección por muestreo de trabajo de mantenimiento ejecutado.

Número total de interrupciones.

Número total de reclamos técnicos.

Los indicadores relacionados con las interrupciones son: frecuencia, duración

promedio, tiempo total, número y tiempo promedio de soluciones; para los reclamos

es tiempo de soluciones, y todos estos dan cuentan de la calidad del servicio

suministrado. La efectividad y desviación del tiempo real y programado, son los

indicadores relacionados con los corte. Para de la gestión de operación y

mantenimiento del sistema se evalúan los costo y efectividad en el diagnostico. Estos

últimos indicadores nos serán objeto de estudio de este trabajo especial de grado.



51

2.3.9.2.1 Indicadores que evalúan la calidad del servicio eléctrico.

a) Frecuencia media de interrupciones (F): Permite conocer el número

promedio de veces en el cual el servicio eléctrico a un suscriptor fue interrumpido.Este dato es una variable del indicador TTI. Y se calcula mediante la formula:

)(

(int)

iKVA

KVAF

)(

3*)(*

iKVA A RaciónKV F

Donde:

KVA (int): KVA Interrumpido.

KVA (i): KVA Instalados en la red de distribución.

KV: Tensión de la red de distribución.

Ración (A): Carga del circuito al momento de la interrupción.

b) Duración promedio de interrupción (D): Es el tempo de

indisponibilidad del servicio eléctrico. Este dato es una variable del indicador TTI. Y

se determina mediante la siguiente formula:

(int)

*(int)

KVA

TI KVA D

Donde:

KVA (int): KVA Interrumpido.



52

TI: Tiempo de interrupción.

c) Tiempo total de interrupción (TTI): Es el tempo total de

indisponibilidad del servicio eléctrico. Y se calcula mediante la formula:

DF TTI *

Donde:

F: Frecuencia media de interrupciones.

D: Duración promedio de interrupción.

d) Número total de interrupciones (NTI): Número total de interrupciones

ocurridas en el servicio eléctrico. Este dato complementa el indicador TTI. Y es igual

a la siguiente formula:

ID NTI

Donde :

ID: Interrupciones Detectadas.

2.3.9.3 Normas de Calidad del Servicio de Distribución de

Electricidad.

La Calidad del Servicio Eléctrico, es uno de los aspectos más estudiados por las

empresas suministradoras de electricidad ya que mediante esta se evalúa la eficiencia

de la misma y el grado de satisfacción de sus suscriptores con respecto al servicio

prestado. Las normas que rigen el servicio de distribución de energía eléctrica, están

reconocidas en las Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad

(NCSDE).



53

Esta resolución dictada por el Ministerio de Energía y Mina, tiene por finalidad

establecer las normas de calidad del servicio que deben cumplir las empresas que

desarrollan la actividad de distribución de energía; en ella se establece evaluar la

calidad del servicio prestado establece por las empresas que desarrollan la actividadde distribución en tres áreas específicas:

Calidad del Producto Técnico.

Calidad del Servicio Técnico.

Calidad del servicio Comercial.

La Calidad del Producto Técnico y la Calidad del servicio Comercial , no son

objeto de estudio de este Trabajo Especial de Grado.

2.3.9.3.1 Calidad del Producto Técnico.

Es el grado de cumplimiento de los valores admisibles, determinado por

mediciones realizadas de los niveles de tensión del fluido eléctrico y la forma de onda

de la tensión suministrada por la Distribuidora. Los aspectos considerados en la

Calidad del Producto Técnico son:

Nivel de tensión.

Perturbaciones de la onda de tensión.

2.3.9.3.1.1 Nivel de tensión.

Para el establecimiento de los valores admisibles de variación de la tensión de

suministro se considerarán los siguientes niveles de tensión:



54

Alta Tensión (Tensión 69 KV).

Media Tensión (1 KV < Tensión < 69 KV).

Baja Tensión (Tensión ≤ 1 KV).

2.3.9.3.1.1.1 Variaciones de Tensión Permitidas.

Las variaciones porcentuales permitidas de los niveles de tensión, medidos en

los puntos de suministro, con respecto al valor de tensión nominal, se indican en la

siguiente tabla:

TABLA 1. Variación Máxima Permitidas

NIVEL DE TENSIÓN VARIACIÓNAlta Tensión +/- 5%

Media Tensión +/- 6%

Baja Tensión - Muy Alta Densidad +/- 6%

Baja Tensión – Alta Densidad +/- 6%

Baja Tensión – Mediana Densidad +/- 8%

Baja Tensión – Baja Densidad +/- 10%

Baja Tensión – Muy Baja Densidad +/- 10%

Fuente: NCSDE

2



55

.3.9.3.1.1.2 Campaña de Medición.

Las campañas de medición se realizarán por lapsos mínimos de siete (7) días

continuos en los puntos de la red seleccionados considerando la base de datos deusuarios y la topología de la red de distribución. Para la ejecución de la campaña de

medición el área de servicio exclusivo de la distribuidora será la correspondida por

los municipios que integran dicha área. Para cada Municipio dependiendo de su nivel

de densidad, se seleccionarán aleatoriamente puntos distintos de medición

distribuidos en todo el período de control.

TABLA 2 Puntos de Medición.

DENSIDAD PUNTOS DE MEDICIÓN

Muy Alta 35

Alta 20

Media 10

Baja 8

Muy Baja 4

Fuente: NCSDE

2.3.9.3.1.1.3 Indicadores de Calidad de Nivel de Tensión.

a) Período de Permanencia del Nivel de Tensión fuera de la Banda

Permitida en cada Medición: Cuando en algún punto de medición se registren

niveles de tensión fuera de la banda permitida durante un tiempo mayor al tres por

ciento del periodo de dicha medición (FEDT>3%), la Distribuidora esta en la

obligación de solucionar el problema, demostrándolo a traces de una nueva medición;

la cual deberá ser realizada durante un tiempo mínimo de siete (7) días calendarios.



56

Los indicadores de Frecuencia Equivalente de Desviación de Tensión (FEDT),

de Frecuencia Equivalente de Energía Suministrada fuera de la banda permitida de

tensión (FEES) y de Energía Entregada con Baja Calidad (EEBC), se calcularán

utilizando las siguientes fórmulas:

%1001

CTRM

CRMFBPT FEDT

n

i

%1001

ETR

ESFBPFEES

n

i

CAM

ETF FEES EEBC M

*100

*

Donde:

CRMFBPT: Cantidad de registros de medición fuera de la banda permitida de

tensión.

CTRM: Cantidad total de registros de medición.

ESFBP: Energía suministrada fuera de la banda permitida de tensión.

ETR: Energía total registrada.

n : Número total de registros de medición fuera de la banda permitida de

tensión, en dicho punto.



57

ETFM: Energía total facturada en el municipio para el período de control.

CAM: Cantidad de alimentador en el municipio.

b) Cantidad de Registros de Medición Fuera del Límite Admisible

medidos en cada Municipio: Cuando en algún municipio se detecta una cantidad de

registros de medición, fuera de los límites admisibles, superior al tres por ciento (3%)

de la cantidad de registros de medidos en dicho municipio, la Distribuidora será

sancionada.

Los indicadores de frecuencia equivalente de desviación de tensión (FEDT), defrecuencia equivalente de energía suministrada fuera de la banda permitida de tensión

(FEES) y de Energía Entregada con Baja Calidad (EEBC), se calcularán utilizando

las siguientes fórmulas:

%1001

CTRM

CRMFBPT FEDT

n

i

%1001

ETR

ESFBPFEES

n

i

100

* M ETF FEES EEBC

Donde:

CRMFBPT: Cantidad de registros de medición fuera de la banda permitida de

tensión.



58

CTRM: Cantidad total de registros de medición.

ESFBP: Energía suministrada fuera de la banda permitida de tensión.

ETR: Energía total registrada.

n : Número total de registros de medición fuera de la banda permitida de

tensión, en dicho punto.

ETFM: Energía total facturada en el municipio para el periodo de control.

2.3.9.3.1.2 Perturbaciones.

Las perturbaciones de la onda de tensión que serán objeto de control, serán las

fluctuaciones rápidas de tensión (flicker) y la distorsión armónica, es deber de la

Distribuidora someter a la aprobación del ente regulador los mínimos de emisión, es

decir, los niveles máximo de perturbación que un aparato puede generar o inyectar en

el sistema de alimentación y controlar que los niveles de perturbaciones producidos

por los usuarios no sobrepasen los limites de emisión fijados.

La distribuidora podrá interrumpir el servicio a los usuarios que excedan los

límites fijados.

2.3.9.3.1.2.1 Fluctuación Rápida de Tensión (Flicker).

El nivel de referencia para fluctuaciones rápidas de tensión, se establecemediante el Índice de severidad de la fluctuación rápida de tensión de corta duración

(PST) , con intervalos de observación de 10 minutos. el cual no debe sobrepasar el

valor Pst=1 , definido como el umbral de irritabilidad asociado a la fluctuación

máxima de luminancia que puede ser soportada sin molestia.



59

El nivel de referencia para puntos de suministro de redes de Baja Tensión

(BT), Media Tensión (MT) y Alta Tensión (AT), no puede exceder el cinco por

ciento (5%) del período de medición. Para la fiscalización de la fluctuación rápida de

tensión, se medirá el Índice de Severidad (PST) presente en los puntos de suministroseleccionados de forma aleatoriamente por municipio, las mediciones se realizarán en

forma simultánea con las de niveles de tensión y las de distorsión armónica.

2.3.9.3.1.2.2 Distorsión Armónica.

Para la fiscalización de la distorsión armónica, se medirá la tasa de distorsióntotal armónicas (TDT) presentes en los puntos de suministro seleccionados

aleatoriamente por municipio, las mediciones se realizarán en forma simultánea con

las de niveles de tensión y las de fluctuación rápida de tensión.

La Tasa de Distorsión Total de armónicas será medida en valor eficaz cada 15

minutos y no deberá ser mayor del ocho por ciento (8%) durante más de un cinco por

ciento (5%) del tiempo total del período de medición. La Tasa de Distorsión Total de

armónicas se calcula con las mediante la siguiente formula:

%100*1

225

2

i

i

U

U TDT

Donde:

Ui: Amplitud de la tensión de la armónica de orden i.U1: Amplitud de la tensión fundamental.

i : Armónica considerada, desde el orden 2 hasta el orden 25.

2.3.9.3.1.3 Informe de Calidad del Producto Técnico.



60

Al finalizar cada período de control, la distribuidora deberá entregar un informe

de su gestión en un plazo no mayor de 10 días, el cual deberá contener la siguiente

información:

Registros informáticos de las mediciones efectuadas para cada municipio,

de acuerdo con el formato aprobado por el ente Fiscalizador.

Cálculo detallado del indicador frecuencia equivalente de desviación de

tensión (FEDT) por municipio.

Cálculo detallado del indicador frecuencia equivalente de la energía

suministrada fuera de la banda permitida de tensión y de la energía

entregada con baja calidad por municipio.

Cálculo detallado de la tasa de distorsión total de armónicas por

municipio.

Cálculo detallado del índice de severidad de las fluctuaciones rápidas de

tensión por municipio.

Reclamos de los usuarios por problemas de Calidad del Producto

Técnico, detallando el nombre del usuario afectado, fecha y hora del

reclamo, acciones para solucionar el problema, fecha y hora de la

solución.

Cálculo detallado de las sanciones por incumplimiento de la Calidad del

Producto Técnico.



61

2.3.9.3.2 Calidad del Servicio Técnico.

Es el grado de cumplimiento de los valores admisibles establecidos,

determinado por las interrupciones del fluido eléctrico conforme a la frecuencia yduración de las mismas. La Calidad del Servicio Técnico prestado se evaluará

considerando indicadores que reflejen la frecuencia y la duración total de

interrupciones del servicio de electricidad. Será responsabilidad de la Distribuidora

efectuar el levantamiento y registro de las interrupciones, la determinación de los

correspondientes indicadores y el pago de las multas por incumplimiento a los

usuarios afectados.

2.3.9.3.2.1 Base de Datos del Sistema de Distribución.

La distribuidora tiene el deber de suministrar al ente fiscalizador con cinco (5)

día de anticipación al inicio de cada período de control, la base de dato del sistema de

distribución (BDSD) , la cual debe contener como mínimo la siguiente información:

La topología de la red.

La cantidad de alimentadores por municipio.

Los centros de transformación MT/ BT y su capacidad (KVA), instalados

por alimentador, por tramo y por municipio.

La clasificación del nivel de densidad de cada Municipio.

Lista de usuarios asociados a cada centro de transformación MT/ BT.

Lista de usuarios en AT y en MT.

Para la determinación de los indicadores se contabilizarán todas las

interrupciones con una duración mayor a un (1) minuto que originen la suspensión

del suministro de energía eléctrica a algún usuario o al conjunto de ellos, ya sea que



62

las mismas sean programadas o intempestivas. El cálculo de los indicadores deberá

considerar los tiempos hasta la reposición del servicio al último usuario afectado. No

se contabilizarán para el cálculo, las interrupciones con duración menor o igual a un

(1) minuto.

Los indicadores deberán discriminar si la interrupción es debida a causas

internas o a causas externas y se deberán calcularse en forma separada para cada una.

2.3.9.3.2.2 Causa Extraña no Imputable.

No se contabilizarán las interrupciones debidas a cualquier circunstancia ohecho o la combinación de éstos, no imputables a la Distribuidora, que sean

inevitables, sobrevenidos, imprevisibles e insuperables que imposibiliten total o

parcialmente el cumplimiento de sus obligaciones.

A fin de que se puedan evaluar las causas que impidan la prestación del servicio

de electricidad, éstas deberán ser notificadas por escrito a más tardar a los cinco (5)

días posteriores al comienzo de dicha causa. La notificación deberá incluir la

descripción de los hechos, la fecha y hora de inicio, las zonas e instalaciones

afectadas, las acciones tendientes a restablecer el servicio y el tiempo estimado que

será necesario para dicho restablecimiento.

Si la Distribuidora no resolviera el problema en el lapso acordado, se

contabilizará la falla como una interrupción válida para el cálculo del indicador y se

comenzará a contar el tiempo a partir del momento en que se venza el lapso previsto.



63

2.3.9.3.2.3 Indicadores por Alimentador.

a) Frecuencia Media de Interrupción por kVA instalado (FMIK): Es el

promedio del número de interrupciones del suministro de energía eléctrica a unacarga dada en un período determinado. Y se determina mediante la siguiente fórmula:

kVAinst

ikVAfsFMIK

n

i

1)(

)(3*)(*

ikVA A RaciónkV FMIK

Donde:

kVAfs: Cantidad de los KVA nominales de los transformadores fueras de

servicio en el alimentador.

kVAinst: Cantidad de los KVA nominales instalados en el alimentador.

kV: Tensión de la red de distribución.

Ración ( A ) : Carga del circuito a la momento de la interrupción.

b) Duración de la Interrupción: Es una medida promedio de la duración de

las interrupciones en minutos o en hora en un período de tiempo determinado. Y se

determina por medio de :

)(iTfs D

Donde :



64

Tfs : Tiempo de la interrupción de servicio eléctrico.

c) Tiempo Total de Interrupción por kVA instalado (TTIK): Tiempo

obtenido del producto entre la frecuencia y la duración de las interrupcionessostenidas ocurridas en un periodo determinado.

kVAinst

iTfs xikVAfsTTIK

n

i j

1

)()(

Donde:Tfs: Tiempo de la interrupción de servicio eléctrico.

kVAfs: Cantidad de los KVA nominales de los transformadores fueras de

servicio en el alimentador.

kVAinst: Cantidad de los kVA nominales instalados en el alimentador.

2.3.9.3.2.4 Indicador por Usuario.

La Frecuencia de Interrupción y Tiempo Total de Interrupción por Usuarios de

acuerdo con la formulación siguiente:

NJ FIU J

Nj

i j

ij J T KjTTIU

1

23

0

*



65

Donde:

FIUj : Frecuencia de interrupción para el usuario “j” expresado en número de

interrupciones durante el periodo de control.

Nj: Cantidad de interrupciones que han afectado al Usuario “j” durante el

período de control .

TTIU j : Tiempo total de interrupción para el Usuario “j” expresado en horas.

K j: Coeficiente asociado a la curva de carga del usuario.

Tij: Intervalo de tiempo en horas en que se divide cada interrupción.

Los indicadores deben calcularse de forma separadas para fallas de origen

interno y para fallas de origen externo.

2.3.9.3.2.4 Valores Límites.

Los valores límites admitidos por alimentador, para los índices de Frecuencia

de Interrupción y Tiempo Total de Interrupción, serán calculados independientementedel origen de la interrupción y son los que se indican a continuación:

- Por causas internas:

Tabla 3 Valores Límites por Alimentador.

Tipo de Usuario FMIK TTIK

Muy Alta Densidad 2 2

Alta densidad 2 3Media Densidad 3 3

Baja Densidad 3 4

Muy Baja Densidad 4 4

Fuente: NCSDE



66

- Por causas externas:

Los valores límites admitidos para los indicadores mencionados por causasexternas, serán de tres (3) interrupciones y dos (2) horas semestrales,

respectivamente.

Los valores límites admitidos para los indicadores por Usuario antes

mencionados, por causas externas, serán de una (1) interrupción trimestral y una (1)

hora trimestral, respectivamente. Por causas internas, son los que se indican a

continuación en la tabla 4:

TABLA 4. Valores Limites BT / MT / AT

Tipo de Usuario FIU TTIU

Muy Alta Densidad 2 1 1 2 1 1

Alta densidad 2 1 1 4 2 1

Media Densidad 4 2 2 4 2 2

Baja Densidad 4 2 2 4 2 2

Muy Baja Densidad 6 3 2 6 3 2

Fuente: NCSDE

2.3.9.3.2.4 Indicadores de Energía No Suministrada

Si algunos de los indicadores controlados por alimentador, exceda los valores

límites admitidos, se calculará la Energía No Suministrada por Alimentador, tal comose indica a continuación:

Incumplimiento únicamente de la Frecuencia de Interrupción:



67

NHP

ETF

FMIK

TTIK LimFMIK FMIK ENS

J

J

J J **)(

Incumplimiento únicamente del Tiempo de Interrupción:

NHP

ETF LimTTIK TTIK ENS

J *)(

Incumplimiento de ambos indicadores: Si se incumplen los dos a la vez

se calculan y se utiliza el mayor de los dos.

Donde:

ETF: Energía Total Facturada por La Distribuidora en el período de control a

todos los Usuarios cuyo suministro sea en Baja Tensión, en Kwh., dividida

entre el número total de alimentadores en el Municipio.

FMIKj: Frecuencia media de interrupción por kVA.

ENS: Energía No Suministrada por Causas Internas o Externas por alimentador j, en Kwh.

TTIKj: Tiempo total de interrupción por kVA.

LimFMIKj: Límite Admisible de la Frecuencia media de interrupción por

KVA.

LimTTIKj: Límite Admisible del Tiempo total de interrupción por KVA.

NHP: número de horas del período de control



68

Los valores de Energía No Suministrada serán utilizados para la determinación

de sanciones.

2.3.9.3.2.5 Informe de Calidad del Servicio Técnico.

Al finalizar cada periodo de control, la Distribuidora deberá presentará al ente

fiscalizador un informe de los resultados de su gestión, en un plazo no mayor de diez

(10) días, especificando la frecuencia y duración de las interrupciones registradas por

Usuario. Este informe de gestión deberá contener la siguiente información:

Los datos de las interrupciones por usuario afectado, indicando fecha, horade inicio y fin, frecuencia y duración de las mismas, así como el cálculo de

la energía no suministrada. Así mismo se debe identificar claramente su

punto de conexión a la red con el siguiente grado de detalle:

a) Red de baja tensión.

b) Transformador de distribución.

c) Alimentador de media tensión.

d) Subestación y transformador asociado.

e) Red alta tensión.

Deberá especificarse de igual forma lo siguiente:

a) Información detallada de los reclamos de los Usuarios por


b) Cálculo detallado de las sanciones por incumplimiento de la


2.3.9.3.2.6 Sanción por Calidad del Servicio Técnico.



69

Las sanciones por la desviación de la Calidad del Servicio Técnico, se

aplicarán independientemente de que la causa interno o externo que dieron origen al

incumplimiento. Los montos de las multas por incumplimientos de los niveles deCalidad del Servicio Técnico se calcularán mediante la siguiente expresión:

PPE FP ENSSanción **

Donde:

Sanción: Monto base de la multa a ser aplicada, en bolívares.

ENS: Cantidad de energía no suministrada.

FP: Factor multiplicador, de acuerdo con el carácter de la sanción.

TABLA 5. Carácter de la Sanción.

Ocasional Reiterada10 15

Fuente : NCSDE

El Precio Promedio de la Energía. Se determinará mediante la siguiente

expresión:

ETFPC FUPC PPE

Donde:

PPE: Precio Promedio de la Energía expresado en Bs. / Kwh.



70

FUPC: Facturación del Usuario en el Período de Control expresado en Bs.

ETFPC: Energía Total Facturada al Usuario en el Período de Controlexpresado en Kwh.

El monto de las multas se calculará para cada alimentador en donde se hayan

incumplido los límites de calidad impuestos. En los casos en que la Distribuidora

pueda identificar a los usuarios conectados a cada alimentador, el monto de la multa

correspondiente se distribuirá entre todos los usuarios conectados al mismo

alimentador.

2.3.9.3.3 Calidad del Servicio Comercial.

La Calidad del Servicio Comercial se evaluará a través de parámetros que

consideran los aspectos relacionados con una atención eficiente y efectiva al usuario,

tales como:

Correcta medición del servicio.

Emisión de las facturas en los lapsos establecidos.

Cumplimiento de los lapsos de conexiones de las solicitudes de

servicio.

Cumplimiento de los plazos de reconexión del servicio.

La utilización de sistemas de atención e información que permitan una

respuesta oportuna a las solicitudes de información de los usuarios.



71

Atención y solución a los reclamos presentados por los usuarios en los

lapsos establecidos.

Correcta aplicación del pliego tarifario.

La correcta medición y facturación de los servicios prestados se controlará

mediante los indicadores de Periodicidad de la Facturación, Errores en la Facturación,

Facturación con base en consumos estimados y Tiempo de Entrega de la Factura.

2.3.9.3.3.1 Indicadores del Servicio Comercial.

Correcta medición y facturación mensual de los servicios prestados:

a) Errores en la Facturación.

b) Facturación con base en consumos estimados.

c) Periodicidad de la facturación.

d) Tiempo de Entrega de la Factura.

Atención y corrección de los reclamos presentados por los Usuarios:

a) Tiempo para la solución de los Reclamos Comerciales.

b) Satisfacción de las solicitudes de conexión del servicio.

c) Tiempo de Conexión Pequeñas Demandas y Grandes Demandas.

d) Tiempo para reemplazo de Medidores.

Cumplimiento de los plazos de reconexión del servicio:

a) Tiempo de Reconexión.



72

Utilización de sistemas de atención e información que permitan una

respuesta rápida a las solicitudes de información y reclamos de los

Usuarios:

a) Sistema Informático Auditable de todos los Reclamos.

b) Sistema de Telegestión de Trámites y Reclamos.

c) Correcta aplicación del pliego tarifario.

d) Aplicación de las tarifas por clase de servicio.

e) Aplicación de los Factores de Ajuste.

2.4 Bases Legales.

El desarrollo del trabajo especial de grado titulado “Propuesta para mejorar

calidad del servicio técnico prestado por ELECENTRO C.A. en los circuitos 13.8 kV

asociados a las Subestaciones El Limón, Delicias y el circuito Ocumare de la Costa

de 34.5 kV perteneciente a la Subestación Santa Clara.” se realizó sobre la base de las

Leyes, Normas Nacionales y Normas CADAFE que rigen el sector eléctrico.

Ley Orgánica del Servicio Eléctrico, fue publicada en la Gaceta Oficial Nº

5.568 el 31 de Diciembre del 2001.

Normas CADAFE 393 - 93: Indicadores de Gestión en el Área de Operación y

Mantenimiento, aprobada por la Gerencia de Normalización - Dirección de

Coordinación Técnica en el año 1993.

Normas de Calidad de Servicio de Distribución de Electricidad (NCSDE),

fueron publicadas en la Gaceta Oficial 38.006 en la fecha 19 de agosto del

2004.



73

CAPITULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1 Diseño de la Investigación.

La presente investigación se encuentra enmarcada dentro de la modalidad de

proyecto factible. Según los lineamientos establecidos en el “Manual de Trabajos de

Grado de Maestría y Tesis Doctórales” de la Universidad Pedagógica Experimental

Libertador (UPEL), (2001), se define:

“El proyecto factible es la elaboración de una propuesta de

un modelo operativo, viable o una solución posible a un problema

de tipo práctico, para satisfacer las necesidades de una institución o

grupo social. La propuesta debe tener apoyo, bien sea de una

investigación de campo o de una investigación de tipo documental; y

puede referirse a la formulación de políticas, programas,

tecnologías, métodos o procesos”.(p.7)

De acuerdo a lo planteado en la modalidad de proyecto factible la investigación

se divide en una investigación de campo y una investigación tipo documental.

La investigación de campo es el análisis sistemático del problema en la

realidad; con el propósito de describirlo, explicarlo o evaluarlo a objeto de entender

su naturaleza o predecir su ocurrencia y la investigación tipo documental es aquella

que comprende el estudio del problema con el propósito de ampliar y profundizar elconocimiento de su naturales con apoyos en trabajos previos, información variada del

tema y datos divulgados por medios impresos, audiovisuales y electrónicos.



74

Según los objetivos del estudio propuesto, la investigación de campo puede ser

de carácter descriptiva por que permita interpretar la realidad de los hechos y

fenómenos a objeto de registrarlos, analizarlos e interpretarlo de acuerdo a su

naturaleza; y evaluativa al pretender estimar o valorar la efectividad de un planoperativo viable para resolver una situación problemática determinada (Arias F,

1997, p.48).

Con estas investigaciones, se pretende buscar la solución al problema de

interrupción del servicio eléctrico que afecta la zona norte del área Metropolitana de

Maracay, ante la necesidad de estudiar las condiciones de operación del Sistema

Eléctrico Actual, de manera de solventarlas a corto plazo, evitando así dañosposteriores que involucran los dispositivos del sistema eléctrico y los suscriptores.

3.2 Área de la Investigación.

El desarrollo y realización de la investigación se llevo a cabo en la empresa

ELECENTRO C.A., Zona Aragua, área de influencia del Distrito Maracay Norte,

ubicado en la ciudad de Maracay; el cual le pertenece a la Coordinación de

Distribución Aragua, en cooperación con el Departamento de Mantenimiento

Especializado, así como en aquellos lugares en donde se obtenga información

relacionada al sistema de distribución eléctrico en estudio.

La población a considerar en este estudio corresponde al Distrito Maracay

Norte, ya que mediante el anexo 1 se puede observar que es el más afectados por

interrupciones durante el año 2003 y 2004, tomando como muestra para el Trabajo

Especial de Grado los circuitos 13.8 kV asociados a las Subestaciones El Limón,Delicias y el circuito Ocumare de la Costa en 34.5 kV alimentado a la Subestación

Santa Clara; debido a que la empresa decidió iniciar el estudio de la Calidad del

Servicio Técnico por dichos circuitos.



75

La Subestación El Limón, está conformada por dos transformadores reductores

(115 kV /13.8 kV) de 30 MVA cada uno y alimenta diez circuitos (Av. Universidad,

Av. Caracas, José F Rivas, Maracay Norte ,Caña de Azúcar , El Paseo, Cavim, Inavi,

El Milagro y Esperanza); La Subestación Delicias también es una S/E reductora queposee dos transformadores (115 kV /13.8 kV) de 20 MVA cada uno y alimenta ocho

circuitos( Arboleda, Bicentenario, Choroni, el Castaño, La Pedrera, Andrés Bello, La

Floresta y Camoruco).

El circuito Ocumare de la Costa en 34.5 kV perteneciente a la Subestación

Santa Clara, tiene su trayectoria por la montaña del Henry Pitier, alimentando a las

Subestaciones Cumboto, Independencia y Cata; desde esta última existe unainterconexión en 13.8 kV con el circuito Choroni de la S/E Delicias, en caso de falla.

3.3 Técnica de Recolección de Datos.

Basándose en el tipo de investigación la primera técnica empleada para la

recolección de datos fue la observación directa, mediante la cual se percibió la

situación actual de los circuitos en estudios. Tamayo (1996), describe a la

observación directa como “aquella en la cual el investigador puede observar y

recoger datos mediante su propia investigación” (p.122).

La segunda técnica utilizada fue medición directa, para obtener todo

concerniente a la investigación se realizó el recorrido de los circuitos poste a poste,

registrando: kVA instalados, tipo y calibre del conductor, distancia y ubicación de los

equipos de seccionamiento y protecciones, posteriormente se recolectó la información

bibliográfica sobre el tema y se realizó entrevistas al personal técnico e ingenieroque labora en el área de estudio.

Todas estas técnicas de recolección fueron con la finalidad de obtener

información en pro del cumplimiento de los objetivos propuestos.



76

3.4 Fases de la Investigación.

Para el cumplimiento de los objetivos del proyecto, se presentara a

continuación un plan de actividades o fases que se ejecutan para la realización de lainvestigación.

3.4.1 Fase I: Revisión Bibliográfica.

El primer paso en la realización de la investigación consistió en la búsqueda de

fuentes bibliográficas, tales como:

Ley Orgánica del Servicio Eléctrico.

Norma CADAFE 393 - 93: Indicadores de Gestión en el Área de

Operación y Mantenimiento.

Normas de Calidad de Servicio de Distribución de Electricidad (NCSDE).

Consultas de libros, Internet y trabajos publicados referentes a la Calidad

de Servicio Eléctrico.

Todo esto con la finalidad de obtener conocimiento para la elaboración del

Trabajo Especial de Grado.

3.4.2 Fase II: Analizar la situación actual de los circuitos en estudio.

Se ejecutó la revisión de la situación actual, mediante la actualización los

diagramas unifilares de los circuitos en estudio y la verificación los equipos de

protecciones que se encuentran en los mismos; se realizó un trabajo de campo por

medios de visitas a los circuitos involucrados en la investigación, donde se tomó nota



77

de los equipos conectados y mediante la observación directa (inspección visual) será

identificado el tipo y calibre del conductor, puntos de seccionamiento y protección.

Por otro lado, se realizó la recopilación de los informes emitidos por softwareSISINT, para dar inicio al análisis de fallas, para determinar cuales eran los circuitos

con mayor número de interrupciones.

3.4.3 Fase III: Determinar los indicadores que evalúan la calidad del

servicio técnico.

Con las ayuda del sistema SISINT (Sistema de Interrupciones), se efectúo larecopilación de los reportes diarios de fallas presentadas por los diferentes circuitos

de 13.8 kV asociados a las subestaciones El Limón, Delicia y circuito Ocumare de

Costa en 34.5 kV durante el años 2003 y 2004. Posteriormente se realizó el vaciado

de esa información en una hoja de Excel con el propósito de tener consolidados los

valores, por mes y circuitos, y así facilitar la obtención de valores totales para el

análisis de las fallas ocurridas, desglosando por cada circuito los siguientes

parámetros (Anexo 2):

kVA Instalados

Duración de la falla.

kV (Tensión de la red de distribución).

Ración (Carga del circuito al momento de la interrupción).

kVA Interrumpidos.

kVA dejados de facturar durante la falla.

Dependencia.

Causa de la Falla

Número de fallas.



78

Los cuales fueron la base para él calculo de la Frecuencia media de

interrupción, Duración promedio de interrupción, Tiempo total de interrupción

( TTI ), que son los indicadores que evalúan la confiabilidad , continuidad y calidad

del servicio técnico prestada por la empresa Elecentro C.A. Los indicadores fueronigualmente calculados por medio de una hoja de Excel.

3.4.4 Fase IV: Proponer los cambios necesarios para mejorar a la calidad

del servicio prestado por la empresa ELECENTRO C.A.

Una vez cumplido con todas las fases anteriores, se realizo el análisis de los

resultados obtenidos y se diseño la propuestas que ayudara a solucionar losprincipales problemas de interrupción que presentan los circuitos en estudios

principalmente el circuito Av. Caracas alimentado por la subestación limón; para que

cumplan con una confiabilidad, continuidad y calidad del servicio técnico excelente

la hora de ocurrir una falla.

3.4.5 Fase V: Análisis costo- beneficio.

En esta fase se conoció el costo de la propuesta diseñada y se establece si es

factible económicamente, determinado los recursos económicos necesarios para

desarrollo e implementación.



79

CAPITULO IV

ANÁLISIS DEL SISTEMA ACTUAL

4.1 Descripción y Características Generales de las Subestaciones en Estudio.

4.1.1 Subestación Limón.

Es una subestación reductora de tensión que se encuentra ubicada en el sector 6

de la urbanización Caña de Azúcar, callejón Raúl Leonis frente a la escuela Doña

Menca; es del tipo Nodal III con una configuración de barra simple con barra detransferencia en 13.8 kV; esta alimentada por medio de dos (2) líneas de transmisión

que son: Cabrera – Limón de 8.4 Km. y Caña de Azúcar – Limón de 10.6 Km. ; y

posee dos transformadores reductores (115 kV / 13.8 kV) de 30 MVA cada uno,

suministrando energía eléctrica a diez (10) circuitos de distribución de 13.8 kV , los

cuales están distribuidos en dos barras de la siguiente manera:

Tabla 6. Ubicación de los Circuitos en las Barras le 13.8 KV. S/E Limón

Barra Alimentadores

Barra I-1200 A. El Milagro, Esperanza, Maracay Norte, Cavim y José F Rivas.

Barra II-1200 A.Av. Universidad, Av. Caracas, Caña de Azúcar , El Paseo y

Inavi

Fuente: Coordinación de Planificación Elecentro C.A.

Nota: Las longitudes de las líneas de Transmisión fueron suministradas Coordinación

de Planificación Elecentro C.A.



80

4.1.1.1 Características de los Circuitos.

Tabla 7. Características De Los Circuitos. S/E Limón

CircuitokVA

instaladosLongitud

(Km.)

Conductor

TroncalTipo de Cargaque Alimenta

Av. Caracas9757.00

13.202/0 Arvidal y

4/0 Arvidal

ResidencialComercialAsistencial

Av.Universidad

4657.5012.38

2/0 Arvidal y

4/0 Arvidal

ResidencialComercialAsistencial

El Milagro 10897.50 8.72 1/0 Cu ResidencialGubernamental

Esperanza 13002.50 9.91 1/0 CuResidencialComercial

Gubernamental

Caña de Azúcar 10125.00 15.38 4/0 ArvidalResidencialComercial

El Paseo 5010.00 7.82 4/0 ArvidalResidencial

Oficial

Maracay Norte 11077.50 12.40 1/0 CuResidencialComercial

Gubernamental

Inavi 13050.00 19.36 4/0 ArvidalResidencialComercial

Gubernamental

José F. Rivas 2387.00 2.40 4/0 ArvidalResidencialComercial

Gubernamental

Cavim 14305.50 30.50 4/0 ArvidalResidencialComercial

GubernamentalFuente: Centro de Operaciones de Distribución Aragua (CODA).



81

4.1.2 Subestación Delicias.

Es una subestación Delicias reductora que está conformada por dos

transformadores (115 kV /13.8 kV) , uno de 30 MVA y el otro de 20 MVA, ella noposee capacidad firme y está ubicada en el Barrio El Torro Callejón Subestación; es

del tipo Nodal III con una configuración de barra simple con barra de transferencia en

13.8 kV; esta alimentada a través de dos (2) líneas de transmisión que son: Centro –

Delicias de 3 Km. y San Jacinto – Delicias 10 Km. y suministra energía eléctrica a

ocho (8) circuitos de distribución de 13.8 kV , los cuales están distribuidos en dos

barras de la siguiente manera:

Tabla 8. Ubicación De Los Circuitos En Las Barras De 13.8 KV. S/E Delicias.

Barra Alimentadores

Barra I -1200 A. Camoruco, Pedrera, Castaño, Arboleda y Bicentenario.

Barra II -800 A. Choroni, Andrés Bello, Floresta

Fuente: Coordinación de Planificación Elecentro C.A.

Nota: Las longitudes de las líneas de Transmisión fueron suministradas Coordinación

de Planificación Elecentro C.A.



82

4.1.2.1 Características de los Circuitos.

Tabla 9. Características de Los Circuitos de la S/E Delicias.

CircuitokVA

instaladosLongitud

(Km.)

Conductor

TroncalTipo de Cargaque Alimenta

Choroni 2832.00 58.80 4/0 Arvidal ResidencialComercial

Rural

Arboleda1927.50

6.21 1/0 Cu ResidencialComercial

Bicentenario 12379.00 12.101/0 Cu

Residencial

ComercialGubernamental

Castaño 8498.00 15.10 4/0 Arvidal ResidencialComercial

Andrés Bello 9007,5 20.40 266ResidencialComercial

Gubernamental

La Pedrera 7295.0010.14 4/0 Arvidal

ResidencialComercial

Gubernamental

Floresta 2520.00 6.58 1/0 Cu

Residencial

ComercialGubernamental

Camoruco 1665.00 4.50 4/0 Arvidal ResidencialComercial

Fuente: Centro de Operaciones de Distribución Aragua (CODA).

4.1.3 Subestación Santa Clara.

Es una subestación de interconexión a 115 kV, con transformadores reductores

en niveles de 34,5 kV y 13.8 kV; por lo tanto entra en las subestaciones normalizadas

por CADAFE como Tipo Nodal II, se encuentra ubicada entre la autopista Caracas –

Valencia y la carretera vieja Maracay - Valencia. El esquema de la barra de 34.5 kV



83

es el de barra principal con barra de transferencia, donde se alimenta la línea del

Circuito Ocumare de la Costa perteneciente al Elecentro C.A.

Este circuito tiene su mayor trayectoria por la Cordillera de la Costacorrespondiente a los estados Aragua y Carabobo, atraviesa la montaña del Henry

Pitier y alimenta a las Subestaciones Cumboto, Independencia y Cata, ubicadas en la

zona norte del estado Aragua. Su longitud total es de 30 KM, dividida de la siguiente

forma:

S/ E Sana Clara ------------ S/E Cumboto (17KM).

S/E Cumboto ---------------S/E Independencia (8KM).

S/E Independencia ----------S/E Cata (5KM).

Figura 6. Configuración del Circuito Ocumare de la Costa en 34.5 kV.

S

Santa Clara

IndependenciaCumboto Cata

SE

SE

SE

17 KM. 8 KM. 5 KM.



84

4.2 Análisis de Fallas.

Para el estudio y análisis de las fallas ocurridas a los circuitos de 13.8 kV

asociados a las subestaciones El Limón, Delicias y el circuito Ocumare de la Costade 34.5 kV perteneciente a la subestación Santa Clara, se utilizaron los reportes

emitidos por el software SISINT (Sistema de Interrupciones) durante del año 2003 y

2004; diseñado con la finalidad de almacenar en una base de datos todas las

interrupciones que suceden en los circuitos de distribución.

Posteriormente se procedió a realizar una tabla por circuito y año, utilizando

como herramienta de calculo una hoja de Excel, con el propósito de tener unavisión más clara de la condición presentada por los circuitos y determinar cuales eran

las fallas con mayor índice de ocurrencia durante el periodo estudiado; en las tablas

se pueden observar el valor de los siguientes parámetros (Ver tabla 10):

KVA Instalados

Duración de la falla.

KV (Tensión de la red de distribución).

Ración (Carga del circuito al momento de la interrupción).

KVA Interrumpidos.

KVA dejados de facturan durante la falla.

Causa de la Falla.

Dependencia.

Cabe destacar que el resto de las tablas comparativas se encuentran en el anexo

# 2.



85

MesKVA.

Instalados

Duración

en Horas

KVA.

HorasKV.

Ración

(A)

KVA.

Interrumpido

Kwh.

dejados de

facturar

Enero 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

Febrero 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

Marzo 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

5010,00 2,183 10.938,500 13,8 30 717,048 1.330,722

5010,00 0,917 4.592,500 13,8 50 1.195,080 931,167

5010,00 0,317 1.586,500 13,8 50 1.195,080 321,676

5010,00 0,600 3.006,000 13,8 35 836,556 426,644

5010,00 0,067 334,000 13,8 50 1.195,080 67,721

5010,00 2,333 11.690,000 13,8 35 836,556 1.659,169

Junio 5010,00 3,433 17.201,000 13,8 30 717,048 2.092,585

Julio 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

Agosto 5010,00 3,433 17.201,000 13,8 35 836,556 2.441,349

Septiembre 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

Octubre 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

5010,00 3,100 15.531,000 13,8 36 860,458 2.267,306

5010,00 2,000 10.020,000 13,8 30 717,048 1.218,982

5010,00 0,117 584,500 13,8 25 597,540 59,256

Diciembre 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

Total 5010,00 18,500 92.685,000 13,8 ------- 9.704,050 12.816,576

MesKVA.

Instalados

Duración

en Horas

KVA.

HorasKV.

Ración

(A)

KVA.

Interrumpido

Kwh.

dejados de

facturar

Enero 5010,00 0,083 417,500 13,8 30 717,048 50,791

Febrero 5010,00 0,683 3.423,500 13,8 30 717,048 416,485

Marzo 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

Abril 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

Mayo 5010,00 1,600 8.016,000 13,8 45 1.075,572 1.462,778

Junio 5010,00 0,083 417,500 13,8 30 717,048 50,791

Julio 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

5010,00 0,633 3.173,000 13,8 30 717,048 386,011

5010,00 1,833 9.185,000 13,8 65 1.553,604 2.421,033

5010,00 1,833 9.185,000 13,8 35 836,556 1.303,633

5010,00 0,500 2.505,000 13,8 95 2.270,652 965,027

5010,00 3,033 15.197,000 13,8 45 1.075,572 2.773,183

5010,00 0,033 167,000 13,8 50 1.195,080 33,861

5010,00 0,083 417,500 13,8 50 1.195,080 84,652

5010,00 0,083 417,500 13,8 65 1.553,604 110,047

5010,00 0,633 3.173,000 13,8 30 717,048 386,011

5010,00 1,050 5.260,500 13,8 60 1.434,096 1.279,931

5010,00 0,467 2.338,000 13,8 50 1.195,080 474,048

Diciembre 5010,00 0,000 0,000 13,8 0 0,000 0,000

Total 5010,00 12,633 63.293,000 13,8 ------- 16.970,136 12.198,281

Tabla 10. Circuito El Paseo

Falla 2003

Mayo

Noviembre

Abril

Noviembre

Octubre

Agosto

Septiembre

Falla 2004



86



87



88



89

0

10

20

30

40

50

60

70

N ú m e r o d e I n t e r r u p c i o n e s

ProgramadaPodaInstantaneasOtrasAtmosfericasMtto.

Inadecuado

Grafica 2

Interrupciones por Grupos de Causas de la S/E Delicias

Año 2003

Año 2004



90

0

5

10

15

20

25

N ú m e r o d e I n t e r r u p c i o n e s

ProgramadaPodaInstantaneasOtrasAtmosfericasMtto.

Inadecuado

Grafica 3

Interrupciones por Grupos de Causas del Circuito Ocumare

de la Costa

Año 2003

Año 2004

Por medio de las tablas Comparativas 11, 12, 13 y las graficas 1,2 ,3; se puede

observar que la principal causa de falla de los circuitos Av. Caracas, Av. Universidad

y Arboleda es por Mantenimiento Inadecuado, mientras que en el circuito Ocumare

de la Costa para el año 2004 presenta como principal causa de falla la atmosférica y

a su vez fallas programadas por la empresa, debido a su importancia, ya que este

alimenta tres subestaciones.

Es importante decir que la Subestación Limón, alimenta el circuito Av.

Caracas, representando el más afectado por interrupciones causadas por

mantenimiento inadecuado, por lo que se aconseja tomar las medidas correctivas con

celeridad debito al alto índice de interrupción que este presenta.



91

4.3 Determinación de los Indicadores de Calidad del Servicio Eléctrico.

Para Empresas regionales de Distribución y Comercialización de energía

eléctrica, es fundamental conocer la calidad y la confiabilidad del servicio prestado asus suscriptores, debido a esto se establece una serie de lineamientos de gestión que

permiten a la empresa evaluar la continuidad, confiabilidad y calidad del servicio

suministrado; para el presente estudio se tomaron como indicadores: la Frecuencia

media de interrupción, Duración promedio de interrupción, Tiempo total de

interrupción (TTI) y Número de Interrupciones.

Tomando como base las fórmulas explicadas en el capítulo II “Marco Teórico” se realizó el cálculo anual de los indicadores mencionados, con el fin de determinar el

circuito con mayor índice de afección. Expresando los valores obtenidos en tablas

comparativas, con la finalidad facilitar la visualización de los resultados de los

circuitos en estudio.



92



93



94



95



96

En las tablas 14,15 y 16; se puede visualizar claramente el valor calculado de

los indicadores para cada uno de los circuitos de las subestaciones en estudio, en los

años 2003 y 2004, donde se resalta los circuitos con mayor índice de incidencia.

En la tabla 17 se agrupan los circuitos más problemáticos por subestación,

pudiendo observarse fácilmente el circuito Av. Caracas como el segundo en

incidencia. Es importante destacar que el circuito Ocumare de la Costa posee mayor

valor en los resultados de los indicadores, que el circuito Av. Caracas, sin embargo el

estudio se encuentra orientado al circuito Av. Caracas debido a que este se tiene su

trayectoria en la zona norte del área Metropolitana de Maracay, mientras que el

Ocumare de la Costa posee su trayectoria a través de la Cordillera de la Costa

correspondiente a los estados Aragua y Carabobo atravesando las montañas del Henry

Pitier. Podemos agregar que el circuito Av. Caracas tiene instalado 9.756,50 KVA,

mientras que el Ocumare de la Costa 6.705,00 KVA instalados.

Una vez obtenidos los indicadores de Calidad de Servicio Técnico, producidos

por todas las interrupciones, se decide calcularlos por separado para cada falla

(Mantenimiento Inadecuado, Poda, Programadas, Atmosférica, Instantáneas y Otras)

y subestación , con el fin de determinar cual de ellas es la que más contribuye alTiempo Total de Interrupción (TTIK) y a la Frecuencia Media de Interrupciones

(FMIK).



83

Causa kVA.Interrumpido

Frecuencia Media

de Interrupciones

(FMIK)

Duración Promedio

de Interrupciones

( H )

Tiempo total de

Interrupciones

(TTIK)

Mantenimiento

Inadecuado217,385 0,030 69,133 0,315

Poda 62,861 0,009 12,983 0,017

Programadas 51,388 0,007 2,950 0,004

Atmosférica 64,176 0,011 15,617 0,023

Instantánea 136,837 0,017 3,333 0,012

Otras 122,854 0,014 25,983 0,060


Frecuencia Media

de Interrupciones

(FMIK)

Duración Promedio

de Interrupciones

( H )

Tiempo total de

Interrupciones

(TTIK)

Mantenimiento

Inadecuado396,790 0,062 70,417 0,716

Poda 77,083 0,009 31,150 0,084

Programadas 88,842 0,013 10,917 0,021

Atmosférica 55,571 0,008 7,350 0,010

Instantánea 90,754 0,010 1,583 0,003

Otras 133,419 0,022 19,317 0,075

Tabla XX Indicadores de Gestión por Causa de Falla. S/E Limón

Indicadores de Gestión 2003


Fuente: El Autor (2005)



84


Frecuencia Media

de Interrupciones

(FMIK)

Duración Promedio

de Interrupciones

( H )

Tiempo total de

Interrupciones

(TTIK)

Mantenimiento

Inadecuado121,420 0,020 30,600 0,187

Poda 75,290 0,020 20,617 0,095

Programadas 21,822 0,006 2,350 0,003

Atmosférica 59,826 0,013 9,433 0,041

Instantánea 136,669 0,033 2,450 0,018

Otras 158,085 0,038 23,483 0,181


Frecuencia Media

de Interrupciones(FMIK)

Duración Promedio

de Interrupciones( H )

Tiempo total de

Interrupciones(TTIK)

Mantenimiento

Inadecuado178,019 0,045 40,783 0,380

Poda 63,865 0,023 15,700 0,116

Programadas 17,950 0,005 7,617 0,013

Atmosférica 66,303 0,015 11,300 0,043

Instantánea 112,266 0,025 5,700 0,041

Otras 88,125 0,020 17,817 0,066

Tabla XX Indicadores de Gestión por Causa de Falla. S/E Delicias






85

CausakVA.

Interrumpido

Frecuencia Media

de Interrupciones

(FMIK)

Duración Promedio

de Interrupciones

( H )

Tiempo total de

Interrupciones

(TTIK)

Mantenimiento

Inadecuado46,797 0,007 11,900 0,083

Poda 21,595 0,003 10,183 0,033

Programadas 14,998 0,002 4,300 0,010

Atmosférica 45,772 0,007 5,217 0,036

Instantánea 60,889 0,009 1,717 0,016

Otras 56,836 0,008 8,133 0,069

Causa

kVA.

Interrumpido

Frecuencia Media

de Interrupciones(FMIK)

Duración Promedio

de Interrupciones( H )

Tiempo total de

Interrupciones(TTIK)

Mantenimiento

Inadecuado56,468 0,008 8,333 0,070

Poda 3,585 0,001 0,200 0,000

Programadas 59,455 0,009 59,700 0,529

Atmosférica 106,243 0,016 10,800 0,171

Instantánea 69,852 0,010 1,067 0,011

Otras 17,627 0,003 0,433 0,001

Tabla XX Indicadores de Gestión por Causa de Falla. S/E Santa Clara






86

A través de los resultados arrojados por las tablas 18,19 y 20 , se puede

observar claramente que la falla por mantenimiento inadecuado es la que más

contribuye en los indicadores de Tiempo Total de Interrupción (TTIK) y a laFrecuencia Media de Interrupciones (FMIK), salvo en las subestaciones Delicias y

Santa Clara para el año 2003 que la Frecuencia Media de Interrupciones (FMIK) con

mayor índice la posee la fallas instantáneas y para el año 2004 la subestación Santa

Clara fue objeto de muchas interrupciones programadas por lo tanto Tiempo Total de

Interrupción (TTIK) mayor lo posee dicha falla.

5.4 Análisis de los Resultados Obtenidos.

Luego del análisis de fallas y el calculo de los indicadores, se pudo determinar

que el circuito más afectado por interrupciones es el circuito AV. Caracas y que

además las fallas ocasionadas por mantenimiento inadecuado son los que más

contribuyen a los indicadores estudiados, es por eso que decide plantear la propuesta

hacia el mejoramiento de este circuito, solucionando las debilidades que este

presenta, con la finalidad de poder brindar la continuidad, confiabilidad y calidad que

todo suscriptor espera.

Planteándose a su vez un plan estratégico aplicable al resto de los circuitos en

estudio y que sea de utilidad para otros circuitos de distribución, el cual permita

disminuir las fallas principalmente por mantenimiento inadecuado, con el propósito

de alcanzar como meta mejorar la calidad del servicio técnico suministrado por la

empresa.



87

CAPITULO V

PROPUESTA

5.1 Justificación de la Propuesta.

La propuesta es factible debido a que se realiza tomando en cuenta el análisis de

las fallas presentadas durante el año 2003 y 2004, que demostró la existencia de

problemas en los circuitos 13.8 KV asociados a las subestaciones el Limón, Delicias

y el circuito Ocumare de la Costa de 34.5 KV perteneciente a la subestación santa

clara; además se evidencia la necesidad de ejecutar mantenimiento periódicamente.

El Diseño de la propuesta responde a las necesidades detectadas en la

investigación efectuada, con estos resultados se evidencia la necesidad que se tiene de

realizar cambios urgentes “Mantenimiento Mayor” al circuito Av. Caracas de la S/E

Limón e Implementar un Plan Estratégico que será aplicable a todos los circuitos en

estudio y otros de características similares, con el fin de obtener resultados a corto

plazo como la reducción de las ocurrencias de interrupciones permitiendo así,

disminuir los índice de los indicadores que evalúan la calidad del servicio técnico,

aumentando la continuidad y confiabilidad del servicio prestado a los suscriptores del

sistema eléctrico.

5.2 Fundamentación de la Propuesta.

Esta propuesta se apoya principalmente en la investigación realizada por el

autor, en las normas que rigen el suministro de energía eléctrico como son: la leyOrgánica del Servicio Eléctrico, La Norma CADAFE 393-93 Indicadores de Gestión

en el Área de Operación y Mantenimiento, la Normas de Calidad del Servicio de

Distribución de Electricidad (NCSDE) y en la misión de la empresa, la cual es

suministrar un servicio de energía eléctrico confiable y de calidad a todos y cada uno



88

de sus suscriptores asociados a los diferentes circuitos de distribución e impulsar el

desarrollo de la región

5.3 Presentación de la Propuesta.

Basándose en el análisis de fallas realizado a los circuitos de 13.8 KV asociados

a las subestaciones el Limón, Delicias y el circuito Ocumare de la Costa de 34.5 KV

perteneciente a la subestación santa clara; se presenta a continuación de la propuesta,

que especifica una serie de recomendaciones o sugerencias como producto de la

investigación de campo y documental.

La propuesta consiste en realizar:

a) Mantenimiento mayor en el circuito Av. Caracas de la S/E Limón,

por ser el circuito que posee el mayor número de interrupciones producidas

por mantenimiento inadecuado, de los circuitos en estudio.

b) Implementación de un Plan Estratégico con el propósito de disminuir

las interrupciones originadas por mantenimiento inadecuado y poda.

5.4 Descripción de la Propuesta.

5.4.1 Mantenimiento mayor al circuito Av. Caracas de la S/E Limón.

El mantenimiento se comenzará por la troncal del circuito Av. Caracas que

tiene una disposición en doble terna con el circuito Av. Universidad, se realizará lainstalación de crucetas, posteaduras, equipos de maniobra, aisladores y cambio de

conductor en el tramo ubicado en el sector 4 hasta el sector 1 de la urbanización Caña

de Azúcar; además de la reubicación de un tramo de la línea, retirándola dos (2)



89

metros de donde se encuentran actualmente a una altura de 37 pies (ver Tabla 21).

Estos cambios son motivados a que:

a) Las crucetas y los palillos de los aisladores presentan una alto índicede deterioro específicamente en el soporte mecánico (rosca) del

aislador de espiga y al ocurrir una falla aguas abajo se origina el

desprendimiento del aislador con la línea, produciéndose líneas

ligadas; lo cual resulta ser más grave que la falla inicial.

b) Debido al crecimiento irregular de las edificaciones desde el sector 4

hasta el sector 1 de la urbanización Caña de Azúcar, las líneas hanquedado situadas dentro de las casas; trayendo como consecuencia

gran peligro para los habitantes de esa zona, por lo que se justifica el

mencionado retiro de la línea.

c) La condición de operación del conductor se encuentra en un avanzado

estado de deterioro por las múltiples fallas que han ocurrido en el

alimentador, originando daños irreversibles perdiendo sus

características mecánicas y eléctricas, es por ello que se debe realizar

el incremento de la capacidad de conducción en la troncal ubicada en

el sector el sector 4 hasta el sector 1 de la urbanización Caña de

Azúcar, con lo cual también se logra obtener mayor flexibilidad al

momento de requerirse transferencia de carga .

Posteriormente se continuará con el mantenimiento mayor desde los Rauseos

hasta El Piñal en donde se deben sustituir todas las crucetas de maderas, postescorroídos y conexiones inadecuadas, ya que al realizar la inspección visual del

circuito y las entrevistas no programadas al personal operativo del distrito (Jefe de

Líneas y caporal de cuadrillas), resulto ser la otra parte más afectada por un alto

índice de ocurrencia de falla, en la que se evidenció gran cantidad de crucetas de



90

madera, postes corroídos, conexiones inadecuadas (conectores a tornillo, uniones de

arvidal con cobre, entre otros). En la figura 7 se observa las crucetas de madera en

mal estado que posee el circuito Av. Caracas.

Las partidas presupuestarias del proyecto presupuesto del mantenimiento mayor

al circuito Av. Caracas de la S/E Limón, se basan en:

Materiales: Son los costos de los materiales empleado para realizar la

partidas presupuestarias entre los cuales se necesitan conectores,

aisladores, crucetas, pinturas, entre otros.

Equipos: Son los costos originados por la utilización de equipos técnicos y

equipos de transporte para la realización del diagnostico de la situación.

Mano de Obra: Son los costos de personal empleado para realizar el

trabajo de mantenimiento y esta compuesto por técnico, caporal, linieros y

chofer.



91

Tabla 21. Mantenimiento mayor al circuito Av. Caracas.

Obra a Realizar Ubicación Justificación

Cambio de conductor de 2/0 a 4/0Arvidal.

(1.8 Km. aproximadamente)

Sector 4 hasta el sector 1 de laurbanización Caña de Azúcar.

Unificación del conductor. Flexibilidad al momento detransferencia de carga.

Reubicación de la línea con un retiro dedos (2) metros de donde se encuentranactualmente y a una altura de 37 pies.

Seguridad de los habitantes de lazona. Flexibilidad para la manipulación delos elementos asociados a la línea(transformadores, Seccionadores,cortacorriente, entre otros).

Cambio de Crucetas y Aisladores.Sector 4 hasta el sector 1 de la

urbanización Caña de Azúcar y en los

Rauseos hasta El Piñal.

Para evitar fallas por líneas Ligadas.

Sustitución de postes corroídosDesde los Rauseos hasta El Piñal

Para prevenir que el poste pierda sufuerza de apoyo ocasionando eldesbalance del circuito y daños aterceros.

Colocación de equipos de maniobras.(cortacorriente, seccionadores)

Sector 4 hasta el sector 1 de laurbanización Caña de Azúcar y en los

Rauseos hasta El Piñal.

Esto se realiza ya que todos losherrajes son cambiados y se aprovechade colocar todos los equipos de maniobranuevos, respetando el montaje original ydiseño.



92

Figura 7. Crucetas de Madera del Circuito Av. Caracas.



93

5.4.2 Plan Estratégico.

5.4.2.1 Etapas del Plan Estratégico

El Plan Estratégico consiste en la ejecución de varias actividades que se deben

implementar por ELECENTRO C.A., con el objetivo de disminuir en un 25 % la

frecuencia de interrupciones por mantenimiento inadecuado de los circuitos de

distribución de 13.8 KV y 34.5 kV, que este caso se estudiaron los asociados a las

subestaciones el Limón, Delicias y el circuito Ocumare de la Costa de 34.5 kV

perteneciente a la subestación santa clara; este se puede considerar como la

combinación de estrategias, acciones, recursos humanos y materiales que de maneraracional, funcional y organizada constituyen la base para la operatividad y posterior

revisión a través de su evaluación, contando de esta manera con un plan efectivo cada

vez mejor.

5.4.2.2 Diseño del Plan Estratégico.

El plan describe cada una de las estrategias, metas, actividades, personal

responsable para su ejecución, recursos técnicos, tiempo estimado para ejecución.

Estrategia: Mejorar la calidad de Servicio Técnico suministrado por

ELECENTRO C.A., en los circuitos de distribución de 13.8 kV

y 34.5 kV.

Meta: Reducir en un 25% el número de interrupciones por manteniendo

inadecuado de los circuitos 13.8 kV asociados a lassubestaciones el Limón, Delicias y el circuito Ocumare de la

Costa de 34.5 kV perteneciente a la subestación santa clara.



94

Tabla 22. Plan Estratégico.

Nota:

Los Equipos de Protección Personal (Casco, Guantes y Botas de seguridad) son obligatorios para realizar todas las

actividades.

* Las Cuadrillas están conformadas al menos por: un Liniero I, un Liniero II y un Caporal.

Actividad Tiempo de Ejecución Recursos Humanos Recurso Técnico Responsable

Inspección Visual. - Semanalmente o en caso deocurrir una falla. 1 Técnico1 Caporal de cuadrillas. - Unidad de apoyo(Vehículo).

- Binoculares.

- Jefe Distritos Técnico y elTécnico Jefe de Líneas.

MantenimientoPredictivo.

(Termografía)

- En caso de emergencia ocada 6 meses en aquelloscircuitos de alta demanda,industriales, asistenciales ygubernamentales.

1 Técnico.1 Chofer (ayudante deltécnico).

- CámaraTermográfica.- Unidad de apoyo(Vehículo).- Binoculares.

- Jefe del Departamento deMantenimiento Especializadoy el Técnico supervisor lasección de Termovisión.

MantenimientoPreventivo

- Cada 6 meses en aquelloscircuitos de alta demanda,industriales, asistenciales ygubernamentales.- Para circuito con alto índicede falla al requerirlo el distritoresponsable.

1 Cuadrilla del DistritoTécnico.1 Cuadrilla de lasección de LíneasEnergizadas.

- Unidad DobleCesta.- Unidad de apoyo(Vehículo).- Herramientasespeciales.- Pértiga.- entre otros.

- Jefe del Departamento deMantenimiento Especializado- Técnico Jefe de Líneas delDistritos Técnico o el Técnicosupervisor la sección deLíneas Energizadas.

Contratación dePoda

- Cada cuatro (4) meses. 1 Cuadrilla. - Motosierras.- Machete.- Unidad tipo Pick upo camión pararecoger escombros.

- Cooperativas contratadas.- Jefe del Distrito Técnico(Ing. Inspector)- Técnico Jefe de Líneas(Fiscal).



5.4.2.3 Descripción de las actividades del Plan Estratégica.

a) Inspección Visual.

Las inspecciones son el instrumento principal para mantener las condiciones

satisfactorias de seguridad y control las condiciones inseguras de un circuito. El

detectar las condiciones inseguras por medio de la inspección es un de los mejores

métodos que puede emplear la empresa para la prevención de fallas del sistema

eléctrico.

La inspección visual consiste en recorrer la troncal y derivaciones de loscircuitos, con el propósito de identificar alguna anomalía y determinar el problema de

raíz. Posteriormente se le informará al distrito de la zona para que tome las medidas

necesarias, donde podrá solicitarle el apoyo al Departamento de Mantenimiento

Especializado la ejecución de un mantenimiento predictivo.

Esta actividad deberá ser realizada por los supervisores de los diferentes

Distritos Técnicos con una periodicidad semanal o en caso de ocurrir una falla en

determinado circuito.

b) Mantenimiento Predictivo.

Será realizado por medio de la sección de Termovisión del Departamento de

Mantenimiento Especializado, cuando se les solicite su apoyo o cada mes en aquellos

circuitos problemáticos, de manera tal que se realice un seguimiento a la solución de

los puntos calientes, a través las inspecciones termográficas que nos permitirá realizarlos reemplazos necesarios antes de que se origine una falla en el sistema eléctrico.

La termografía es un método no destructivo de evaluación y control que

permite detectar, sin contacto físico con el elemento bajo análisis (Conexiones,



96

transformadores, reconectadores, seccionalizadores, interruptores, seccionadores,

cortacorrientes, redes de distribución, entre otros) cualquier falla que se manifieste en

un cambio de la temperatura sobre la base de medir los niveles de radiación dentro

del espectro infrarrojo.

Las inspecciones termográficas en sistemas eléctricos tienen como objetivo

detectar puntos calientes o conexiones defectuosas, basándose en la elevación de

temperatura como consecuencia de un aumento anormal de su resistencia ohmica

(efecto Joule). Las causas más comunes que originan estos defectos se agrupan en:

Conexiones flojas.

Conexiones afectadas por corrosión.

Contaminación en conexiones o contactos.

Degradación de los materiales aislante.

Además, de detectar estas anomalías se cumple con todo lo indicado en la

inspección visual y se generan reportes a las cuadrillas de líneas energizadas o

Distritos Técnico.

Para la ejecución más efectiva de este mantenimiento se recomienda la creación

de otro grupo de trabajo, ya que solo existe un grupo y este se le hace difícil cubrir

con las necesidades de la empresa. Actualmente Elecentro C.A esta en proceso de

adquisición de un nuevo equipo Termográfico marca THERMACAM P60 con

tecnología de punta y se cuenta con personal calificado para realizar dicho trabajo; es

decir, que las condiciones están dadas para la implementación de este nuevo grupo.

Cabe destacar que al crear el otro grupo de trabajo Termográfico, se elaborarán

dos programaciones de visitas para realizar diagnósticos termográficos a los circuitos

y estarán divididas de la siguiente manera:



97

Programación fija: Destinada para cubrir las exigencias los circuitos

Industriales, Asistenciales y Clientes Primarios.

Programación Alternativa: Destinada para cubrir las solicitudes de los

diferentes Distritos Técnicos y prestar apoyo a la programación fija.

c) Mantenimiento Preventivo.

Se realizará una vez emitido el reporte con los resultados del diagnósticos

termográficos (Mantenimiento Predictivo) y podrá ser ejecutado a través de los

Distritos Técnicos responsables del circuito analizado o por del Departamento deMantenimiento Especializado cuando se les solicite el apoyo de la sección de Líneas

Energizadas, la cual está conformada con personal calificado para realizar

mantenimiento en líneas de alta tensión (AT) utilizando equipos y herramientas

diseñadas para efectuar trabajo sin corte de energía (en caliente).

Las acciones más típicas del mantenimiento preventivo concebidas en el Plan

Estratégico pueden son:

Limpieza de equipos; se realiza a todos los equipos de maniobras,

transformadores y líneas( papagayos y otros objetos).

Cambio de Conectores a tornillo por compresión.

Sustitución de equipos con anomalías: seccionadores, pararrayo,

crucetas, aisladores.

Sustitución de puentes por conductores aislados.



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d) Contratación de Poda.

La contratación de poda se debe realizar cada cuatro (4) meses, y a través de

terceros (Cooperativas) y deberán seguir los siguientes requisitos:

Las podas de árboles se realizarán con motosierras, serruchos

especiales, a fin de hacer cortes limpios, rasos, evitando en todo tiempo

el desgarramiento de las ramas.

El contratado tratará la zona cortada con alquitrán vegetal, con el fin

de proteger la integridad del árbol, evitando así la penetración degérmenes patógenos que lo perjudiquen.

Toda vegetación subproducto de poda será depositada en los

botaderos públicos o en los sitios más aptos y convenientes, con el

fin de no causar molestias y problemas a la comunidad.

La poda de árboles frutales y ornamentales, será efectuada lo más

cuidadosamente posible y de acuerdo a su configuración. En caso de

dudas o reclamos el contratado deberá consultar al coordinador de

distribución de la zona a que corresponda o a quien este designe

para ello.

La distancia de aproximación entre las últimas ramas y la línea

energizada será de acuerdo a lo siguiente:



99

Tabla 23. Distancia de Aproximación

KV Distancia de Aproximación

13.8 2 Metros

34.5 3 Metros

Es importante destacar que para los años anteriores la contracción de poda no

fue realizada adecuadamente, ya que para el año 2003 solo se ejecuto un periodo de

poda y en el año 2004 se realizaron 2 periodos; lo cual influyo de forma negativa en

el número de interrupciones ocurridas en dichos años.

5.4.2.4 Ejecución del Plan Estratégico.

Se refiere a la puesta en práctica de todas las actividades descritas para su

implementación y Elecentro C.A., debe tomar las previsiones como: el

abastecimiento de materiales a los almacenes de los Distritos, contar con la

operatividad de los vehículos escalera, cestas, doble cestas y grúas. Se recomienda

inicial el plan para el segundo semestre del año en curso.

5.4.2.5 Evaluación del Plan Estratégico

Se realizará de forma periódica cada mes, donde se medirá el avance respecto a

la reducción de las interrupciones ocurridas en los circuitos de distribución y la

repercusión de los indicadores de la Calidad del Servicio Técnico, logrando así al

final del año comparar la efectividad del plan y tomar los correctivos necesarios.

Esta evaluación será responsabilidad de jefe del Distrito Técnico, el cualdeberá proponer los cambios y tomar loa previsiones para el cumplimiento del

mismo.



100

5.5 Análisis Costo – Beneficio

El análisis costo – beneficio representa uno de los parámetros fundamentales

para llevar a cabo la implementación de un proyecto, analizando las diferentesalternativas sobre la base de un estudio económico. Por ello, el costo del proyecto es

un factor determinante en la aprobación y sucesiva construcción del mismo.

Los costos analizados para la implementación del mantenimiento mayor al

circuito Av. Caracas de la S/E Limón son los gastos derivados del desarrollo, equipo,

mano de obra e instalación y los beneficios son las ventajas y bondades que se

obtienen a través de su mejoramiento.

La determinación del análisis costo – beneficio para el circuito Av. Caracas

fue realizado a través del Lulo Software (Lulowin), el cual es un programa de uso

exclusivo de la empresa Elecentro para la determinación de obras o proyecto y se

basó en el estudio de materiales, equipos y mano de obra de cada partidas

presupuestarias. Los resultados del presupuesto se pueden observar en el anexo 3.

Debemos tener en cuenta que la troncal del circuito Av. Caracas tiene una

disposición en doble terna con el circuito Av. Universidad, por tanto al ocurrir una

falla aguas abajo en el circuito Av. Caracas que origina el desprendimiento del

aislador con la línea afectando el circuito Av. Universidad, produciendo una falla por

líneas ligadas, trayendo como consecuencia la salida de ambos circuitos de servicio.

Por tal razón para el análisis costo-beneficio tomaremos en cuenta los kilovatios

horas dejados de facturar por mantenimiento inadecuado de ambos circuitos loscuales podemos observar en la tabla 24, e incluiremos también el valor de la mano

de obra de Coeficientes de Incidencia por Obra (Anexo 3), equivalente al 15,1% del

costo de la inversión, como ahorro de la empresa en su asistencia para la solventar la

falla.



101

Av. Caracas 66.584.434,75 4.680.560,55 61.903.874,20

Av. Universidad 59.018.021,71 5.696.419,81 53.321.601,90

Total 125.602.456,46 10.376.980,37 115.225.476,10

Tabla XX . Ingresos actuales de la empresa a través

Subestación Limón en el año 2004

Circuito

Ingresos

Ideales del sistema eléctrico

actual

(Bs.)

Perdidas anuales por

interrupciones causadas por

Mantenimiento Inadecuado del

sistema eléctrico actual (Bs.)

Ingresos reales del sistema

eléctrico actual

(Bs.)



102

mokwhsf

CI TR

*

Donde:

TR: Tiempo de retorno.

CI : Costo de inversión .

Kwhsf : kilovatios – hora dejado de facturar anual.

mo: Mano de obra anual.

77,436,770.848.2637,980.376.10

23,429.806.177

TR

Lo que quiere decir que el Tiempo de retorno de la inversión es de

aproximadamente 5 años.

Para evaluar el plan de estratégico a los otros circuitos, se calculan los

kilovatios – hora dejados de facturar anual, a través de la siguiente ecuación:

fp D MVAKwhsf *int*

Donde:

Kwhsf : kilovatios – hora dejado de facturar anual.MVAInt: MVA Interrumpido anual.

D: tiempo de interrupción del servicio eléctrico anual.

Fp : factor de potencia (0.85 para todos los circuitos).



103

La empresa maneja varias tarifas del costo del kilovatios – hora, la cual

depende la cantidad de kilovatios consumidos y del tipo de carga para cada circuito.

Como es necesario conocer las pérdidas económicas de la empresa en energíadejadas de vender, se tomo un promedio de cada tarifa aplicable a los circuitos en

estudios de 80,103 Bs. / Kwh. para residencial, 64,.57 Bs. / Kwh. para comercial y

de 20 Bs. / Kwh. para clientes gubernamentales y asistenciales. Es importante

destacar que esta información fue suministrada por la Coordinación de

Comercialización de Elecentro C.A. La estimación del costo anual de la energía

dejada de vender para cada una de la Subestación en estudios se encuentra en las

tablas 25,26 y 27.



104



105



106



107

Luego de la visualización de las tablas 25, 26 y 27, pudimos constatar que la

Subestación Limón es de mayores pérdidas por mantenimiento inadecuado, con un

monto total de Bs. 13.149.183,20 y las Delicias un monto de Bs. 689.190,17 yOcumare de la Costa con un monto 85.329,63. Pero lo importante en resaltar es el

circuito Av. Caracas presenta un monto de Bs. 4.680.560,55 lo cual representa el

35,59 % del valor total de pérdida de La Subestación Limón.

Una vez obtenidas las pérdidas económicas de la empresa, fueron calculados los

ingresos ideales que debería facturar la empresa anual en cada circuito en estudio y

los ingresos reales que esta facturando actualmente. (Ver Tablas 28 ,29y 30)



108



109



110



111



112

Observando los resultados aportados por la tabla 28, 29 y 30, se puede

visualizar claramente, lo afectada que se encuentra la empresa por las pérdidas que

posee actualmente; por los tanto se hace necesario la implementación de la propuestadel Plan de Estratégico, con el propósito de disminuirlas un 25%, valor estimado por

la casa matriz CADAFE, para todas sus filiales para el año 2005. Generando por

ende beneficios a la empresa. En la tabla 31 se realizó la comparación de las pérdidas

antes y después de la implantación de la propuesta. Es importante decir que el análisis

costo – beneficio fue enfocado para la reducción de la pérdidas generadas en el año

2004. El beneficio obtenido de la relación pérdidas – mantenimiento nos arroja un

monto de Bs. 2.056.820,80.

Los circuitos Av. Caracas y Av. Universidad no se encuentran incluidos para el

cálculo de costo-beneficio del Plan de Estratégico, ya que ellos son considerados

dentro del análisis costo-beneficio del Mantenimiento Mayor.

En el análisis costo – beneficio se debe tener presente que Elecentro es una la

empresa del estado y la obtención de ganancias para el inversionista no es el principal

objetivo , sino la inversión eficiente del dinero disponible para obtener beneficio para

el mayor número de suscriptores suministrándoles un servicio eléctrico confiable,

continuo y de calidad.

La justificación fundamental de los proyectos públicos radica en la premisa de

brindar servicios que proporcionan bienestar social.



113

CONCLUSIÓNES

Elecentro C.A., por ser una empresa dedicada a la distribución ycomercialización de energía eléctrica en la región central del país debe

mantener un constante plan de análisis y verificación de las condiciones

operativas de los circuitos y así asegurar la calidad, continuidad y confiabilidad

del suministro de energía eléctrica a los suscritores.

Con el cálculo de los indicadores de Calidad de Servicio Técnico por causas de

fallas, se pudo obtener que las fallas producidas por mantenimiento inadecuadoes la de mayor repercusión en los indicadores de gestión: Tiempo Total de

Interrupción y Frecuencia Media de Interrupción. Por lo se decide canalizar la

propuesta para solventar tales fallas.

El Circuito Av. Caracas es de vital importante en el suministro de energía

eléctrica a la comunidad de la zona norte del área Metropolitana de Maracay,

con un gran número de suscriptores, por ende sus interrupciones afecta tanto a

la empresa como a la comunidad. El realizar un mantenimiento bien orientado

y planificado trae como consecuencia una relación costo-beneficio que

favorece a Elecentro a nivel de ingresos, pero no solo eso mejora la imagen de

la empresa como proveedora de servicios y lo más importante la satisfacción

de los suscriptores.

Se debe mejorar las deficiencias presentas por el software SISINT (Sistema de

Interrupciones), para obtener repote mas específicos de los parámetro que

permiten evaluar los indicadores de Calidad del Servicio Técnico.



114

La propuesta planteada en esta investigación, permite disminuir las fallas del

servicio eléctrico causas por mantenimiento inadecuado y poda, ya que

dependen directamente la empresa.

Los beneficios que se generan con la propuesta planteada reflejan la vialidad de

la implementación, por lo que se determina conveniente la ejecución del Plan

Estratégico en el segundo semestre del año en curso.

El Plan Estratégico fue realizado con la finalidad de que pueda ser

implementado en otros circuitos de incidencia en interrupciones y de esta

manera ir mejorando la mayor cantidad de circuitos pertenecientes a losdiferentes distritos técnicos.

Este trabajo sirve como base para analizar el resto de los Distritos Técnicos que

tengan circuitos con un alto índice de interrupciones.



115

RECOMENDACIONES

Se recomienda a la Gerencia de Planificación realizar actualizaciones de los

diagramas unifilares de los circuitos en forma periódica e implementarmecanismos de actualización continua por parte de los Distritos Técnicos, para

que el personal de la empresa Elecentro C.A, pueda realizar operaciones de

manera eficaz y segura a la hora de ocurrir una falla.

Ejecutar la propuesta planteada lo más pronto posible, para mejorar La Calidad

del Servicio Técnico a través de sus indicadores de la energía eléctrica que

suministra Elecentro C.A en el área de influencia de los circuitos en estudio; yesta pueda cumplir con su visión de alcanzar posición de liderazgo dentro del

sector eléctrico nacional.

Realizar los tramites administrativos pertinentes para la normalización,

codificación, adquisición e implementación en las normas CADAFE de la

sustitución de los puentes de conductor desnudo por conductor aislado, en sus

diferentes calibres, puesto que es uno de los componentes de la red mas

susceptible a la ocurrencia de falla, y de esta manera pueda ser incluido dentro

del plan de mantenimiento.

Es recomendable la creación del otro grupo de trabajo Termográfico, para que

el mantenimiento predictivo sea más efectivo dentro del Plan de Estratégico

planteado.

Implementar la ejecución de Plan Estratégico en aquellos circuitos de alta

demanda, ya que estos inciden en mayor medida en los indicadores de

Frecuencia media de interrupción y Tiempo Total de Interrupciones (TTI).

Es recomendable implementar el estudio de la calidad de servicio eléctrico en



116

las áreas que no fueron objeto de estudio de esta investigación, con la finalidad

de determinar que tanto esta afecta a los circuitos.

Se deben cumplir con los siguientes requisitos de seguridad

a) Cuando se realice la poda:

1. No se deberá iniciar este trabajo si el viento esta soplando con fuerza.

2. Cumplir con las normas de desenergización de circuitos, en los

lugares donde las ramas hacen contacto.

3.

Las ramas muy grandes se deberán seccionar en varios tramos.4. Verificar que la zona de trabajo ha sido previamente despejada de

publico y se ha realizado la delimitación del área de trabajo, con el

equipo de proyección adecuado (conos de seguridad).

b) Al realizar Mantenimiento en las Redes de Distribución:

1. Utilizar equipos de protección personal (casco, guantes de labor, botas

de seguridad, cinturón entre otros).

2. Utilizar herramientas adecuadas.

3. Hacer uso del probador de ausencia de tensión.

4. Colocar los equipos de puesta a tierra en ambos lados de la zona de

trabajo.

5. Delimitar el área de trabajo con cinta amarilla diseñada para tal fin.



117

GLOSARIO DE TERMINOS

Análisis: Distinción y separación de las partes de un todo hasta llegar a

conocer sus principios .

Calidad del Producto Técnico: Grado de cumplimiento de los valores

admisibles establecido por la ley da calidad de servicio eléctrico, determinado por las

mediciones realizadas de los niveles de tensión del fluido eléctrico y la forma de onda

de la tensión suministrada.

Calidad del Servicio Comercial: Grado de cumplimiento de los lapsosestablecidos por la ley de calidad de servicio eléctrico, en la atención y requisitos de

reclamos de los usuarios.

Calidad del Servicio Técnico: Grado de cumplimiento de los valores

admisible por la ley da calidad de servicio eléctrico, determinado por las

interrupciones del fluido eléctrico conforme a la frecuencia y duración de la misma.

Carga: Cantidad de energía eléctrica que va a suministrar el sistema de

distribución a los usuarios.

Conductor: Es un elemento compuesto de un material tal, que ofrece escasa

resistencia al paso de la corriente eléctrica. Normalmente los conductores más usados

son de cobre o aluminio.

Confiabilidad: Se entiende por confiabilidad de un sistema, la probabilidad deque este funcione adecuadamente durante su vida útil, cuando se encuentre sometido

a las condiciones de operación para la cual esta diseñado.

Continuidad: Se interpreta como la rata de disponibilidad del sistema de



118

distribución, la cual depende de la probabilidad de falla de cada uno de los elementos

del sistema y la capacidad de recuperación de los mismo.

Distrito Técnico: Unidad organizativa de las empresas filiares de CADAFE,encargada de administrar, coordinar, controlar y ejecutar planes orientados al

mantenimiento y mejoramiento del servicio eléctrico suministrado a los usuarios.

Falla: Son todas aquellas condiciones anormales o adversas que interrumpen el

régimen permanente de transmisión de energía.

Indicadores: Es la relación de dos o mas variables para medir un procesotécnico en un periodo determinado.

KVA Instalados: Es la capacidad del trasformador nominal expresadas en

KVA, de los transformadores de media a baja tensión conectados a un alimentador.

Poda: Es la remoción de ramas muertas (secas), enfermas, superfluas o

que estorben, tomando en consideración la salud o crecimiento del árbol.

Punto de Caliente: Es el incremento de calor que se produce por efecto joule,

básicamente en conexiones del sistema eléctrico.

Punto de Seccionamiento: Es aquel punto donde se encuentra un seccionador

normalmente cerrado, con el cual al operarlo se puede separar tramos de circuitos o

en caso de sistemas radiales interrumpe el paso de corriente a una carga o zona

determinada.

Suscritores o Usuarios: Persona natural o jurídica que se beneficia con

la prestación del servicio eléctrico.



119

REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍA

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