3.supervision y fiscalizacion del subsector electricidad
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SUPERVISIÓN Y FISCALIZACIÓN DEL SUBSECTOR ELECTRICIDAD
Ing. Leonidas Sayas Poma
Gerencia de Fiscalización Eléctrica
Funciones de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica (GFE)
2
Supervisar y fiscalizar a las entidades del subsector electricidad, el cumplimiento de las normas técnicas y legales, velando por la calidad y seguridad del servicio eléctrico a los usuarios y cautelando la adecuada conservación del medio ambiente.
Cronología de las Reforma del Marco Regulatorio Peruano
SUPERVISA Y FISCALIZA EL
ESTADO A TRAVÉS DE SU MINISTERIO
DE FOMENTO
SUPERVISA Y FISCALIZA OSINERGMIN NO HAY SUPERVISIÓN –
NO EXISTE MARGO LEGAL
DEL SECTOR
SUPERVISA Y FISCALIZA EL
MEM - DGE
Ley para asegurar el desarrollo eficiente
de la generación eléctrica
Ley que Crea
OSINERG
1996
Ley de Concesiones
Eléctricas
1982 1956
Ley General de
Electricidad
1992
Ley de la Industria Eléctrica
Reglamentos de la Ley de desarrollo Eficiente
2007 2006 1997 2004
CON PROCEDMIENTOS DE SUPERVISIÓN
Reglamentos de la Ley
electrificación Rural
SIN PROCEDMIENTOS DE SUPERVISIÓN
Ley que Nacionalizó
el Sector Eléctrico
1972
Ley de Electrificación
Rural
Ley de los Servicios Eléctricos
Nacionales
Normas Técnicas
de Calidad
Perú Futuro
Perú Eléctrico
1962 2010 1886
Evolución de la Supervisión de la calidad del servicio Eléctrico dentro del marco normativo peruano
PERSPECTIVAS DE SUPERVISIÓN:
- Sistema de inteligencia de negocios
- Smart grid (Redes Inteligentes) aplicados a la supervisión
- Supervisión Georeferenciada
- Sistema de Información e Integración de indicadores
4
Reposición rápida del Servicio
interrumpido
Menos Interrupciones
Que la tensión No Varíe
Facturación y Medición confiable
Seguridad en Instalaciones
EléctricasPúblicas
Alumbrado Público en buen estado
Mejor trato de las
concesionarias
Seguridad en Zonas de Afluencia de
Público
Atención oportunade Reclamos Técnicos y
Comerciales
Principales intereses de los Usuarios
Principales Intereses de los Usuarios
Instalaciones Eléctricas Supervisadas
5
COMERCIALIZACIÓN
6
Parque de Instalaciones Nº Empresas Unidades de Generación Subestaciones
Generadores SEIN 45 183 61
Transmisores 12
Distribuidores 20 176 54,068
Autoproductores 290 1,052 578
Municipios 235 235 235
Totales 602 595,052 928,068
PARQUE ELÉCTRICO PERUANO
7
Parque de Instalaciones Unidades Cantidad
Líneas AT / MAT Km 19,340
Postes/Estructuras de AT/MAT Unidad 49,914
Medidores de Electricidad Unidad 4'616,235
Alumbrado Público Unidad 1'339,494
Redes MT Km 48,008
Estructuras de MT Unidad 365,636
Redes BT Km 98,859
Estructuras BT Unidad 1'716,803
PARQUE ELÉCTRICO PERUANO
AT/ MAT: Alta Tensión y Muy Alta tensión ( Niveles de tensión ≥30kV)MT: Media tensión, BT: Baja tensión
CENTRALES ELÉCTRICAS MAYORES A 20 MW
LINEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA > 30 kV
ÁREAS DE DISTRIBUCIÓNELÉCTRICA CON CONCESIÓN
Con procedimientos de supervisión por resultados, mediante indicadores de desempeño.
En base a reportes generados por las concesionarias, según lo especificado en cada procedimiento.
Control por muestreo estadístico y con bajos costos de supervisión.
Verificando que las concesionarias implementen y operen sus instalaciones cumpliendo con las normas técnicas
Estableciendo y aplicando sanciones disuasivas en base a costos evitados.
Retroalimentando la supervisión en base a encuestas sobre la percepción de la calidad del servicio.
¿Cómo se supervisa?
11
ENTE REGULADOR OSINERGMIN
EMPRESAS SUPERVISORAS
EMPRESA CONCESINARIAS SUPERVISADAS
USUARIOS
PROCESO DESUPERVISIÓN
FIN
NO
SANCIONA
APLICA PROCEDIMIENTO(muestreo aleatorio)
PROCESA RESULTADOS
¿CUMPLETOLERANCIAS?
APORTAINFORMACIÓN
APORTAINFORMACIÓN(según norma)
SATISFACCIÓNDEL USUARIOEJECUTA
CORRECCIONES
PAGO DE MULTA
EJECUTAPROGRAMAS DE MANTENIMIENTO
SI
GERENCIA DE FISCALIZACION
ELÉCTRICA
12
Esquema de Supervisión
Procedimientos de supervisión y fiscalización para atender los intereses de los usuarios
A la fecha la GFE cuenta con 21 procedimientos
1.- Alumbrado Público 8.- Servidumbre en transmisión 15.- Supervisión de la NTCSE - compensaciones.
2.- Contraste de Medidores 9.- Generación en sistemas aislados 16.- Contribuciones reembolsables
3.- Seguridad Pública en redes de distribución 10.- Cortes y reconexiones 17.-Sup. Rechazo Automático de
carga y Generación
4.- Uso y acceso libre a redes (Transmisión y Distribución )
11.- Disponibilidad en SEIN 18.-Reintegros y recuperos
5.- Operación de sistemas eléctricos 12.- Performance en Transmisión 19.-Paralización de actividades por
riesgo
6.- Facturación, cobranza y atención.
13.- Supervisión de seguridad y salud en el trabajo. 20.- Multas y sanciones
7.- Fuerza mayor 14.- Mantenimiento del COES21.-Supervisión de la Calidad de la
Atención Telefónica de las Empresas de Distribución Eléctrica
13 19 procedimientos tienen certificación ISO 9001:2008 a setiembre 2011
AREA/ OBJETIVOS
METODOLOGIA PARA EMPRESAS (OBLIGACIONES)
PROCEDIMIENTO DE SUPERVISION
SANCIONES/COM-PENSACIONES
ALUMBRADO PUBLICO
(Calidad de AP)
Prestar servicio de alumbrado público y mantener instalacionesAtender oportunamente quejas de los usuarios
Supervisión del funcionamiento del parque de alumbrado público basado en muestras estadísticas representativas. Establecimiento de tolerancias admisibles y actividades de supervisión (Resolución 078-2007-OS/CD)
Aplicación de sanción administrativa por excederse de los límites de deficiencias admitidas en el procedimiento. Evaluación semestral
CONTRASTE DE MEDIDORES(Calidad Comercial)
Contrastar a solicitud del usuario.Contrastar anualmente el 10% del parque de medidores. Suministrar a OSINERGMIN información de su programa
Verifica la ejecución de los contrastes a los medidores por parte de las concesionarias. Supervisa la realización de los contrastes en base a un muestreo estadístico del programa de medidores a contrastar(Resolución 680-2008-OS/CD)
Aplicación de sanción administrativa por incumplimiento de Contrastación.Procedimiento establece evaluación semestral
SEGURIDAD PUBLICA EN REDES DE DISTRIBUCION(Calidad de Suministro)
Conservar y mantener las redes e instalaciones cumpliendo las distancias y normas de seguridadReportar periódicamente a OSINERGMIN información relativa a instalaciones de alto riesgo y riesgo moderado
Se supervisa instalaciones de media tensión, baja tensión y conexiones eléctricas por seguridad pública, mediante muestras aleatorias e indicadores de deficiencias establecidos.(Resolución 228-2009-OS/CD (Nuevo)
Aplicación de multas administrativas cuando no se subsanan deficiencias según metas y tolerancias establecidas
Supervisión Calidad del Servicio
19 Procedimientos de supervisión y Fiscalización recibieron la Certificación
ISO 9001:2008A diciembre de 2010
Generación
Transmisión
Distribución y Comercialización
Otros
Procedimientos de Supervisión
15
ISO 9001:2008
ALGUNOS RESULTADOS DE SUPERVISIÓN
% DE LÁMPARAS DEFICIENTES (NACIONAL): SEMESTRAL
11.81%
11.08%
5.10%
3.50%
1.91% 2.04% 1.61% 1.71% 2.01% 2.17% 1.69% 1.59% 1.41% 1.44% 1.51% 1.39%1.22%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
2002
2003
2004
I Sem
2004
II S
em
2005
I Sem
2005
II Se
m
2006
I Sem
2006
II S
em
2007
I Se
m
2007
II S
em
2008
I Se
m
2008
II S
em
2009
I Se
m
2009
II Se
m
2010
I Sem
2010
II S
em
2011
I Se
m
2011
II S
em
% de Lamparas deficientes (Nacional)
Tolerancia 2004: 3%
Tolerancia 2005: 2.5%
Tolerancia a partir del 2006:
2.0%Tolerancia a
partir del 2011: 1.8%
Tolerancia a partir del 2010:
1.9%
Datos actualizados al 2011-08-31 sujetos a modificación por parte del OSINERGMIN por revisión o
tras la evaluación de potenciales descargos de las concesionarias. Los valores mostrados para el %Deficiencia para el primer semestre del 2011
corresponden al promedio ponderado de resultados en zonas urbanas y zonas rurales
Inicio de aplicación del procedimiento.
% DE LÁMPARAS DEFICIENTES POR EMPRESA
0.0%
1.0%
2.0%
3.0%
4.0%
5.0%
6.0%
% DE LÁMPARAS DEFICIENTES/EMPRESA
I Sem 2008 II Sem 2008 I Sem 2009 II Sem 2009 I Sem 2010
II Sem 2010 I Sem 2011 II Sem 2011 % Tolerancia
Tolerancia 2011 : 1.8%
Datos actualizados al 2011-08-31 sujetos a modificación por parte del OSINERGMIN por revisión o tras la evaluación de potenciales descargos de las
concesionarias. Los valores mostrados para el %Deficiencia para el primer semestre del 2011 corresponden al promedio ponderado de resultados en
zonas urbanas y zonas rurales
% DE LÁMPARAS DEFICIENTES (NACIONAL): SEMESTRAL
Inicio de aplicación del procedimiento.
Tolerancia 1,8 %
NÚMERO DE ACCIDENTES POR CONTACTO ELÉTRICO - DEPARTAMENTO
MEDIDORES CONTRASTADOS CON EL PROCEDIMIENTO VS % DE MEDIDORES
DEFECTUOSOS - CAMPAÑA DE PRECISIÓN DE LA MEDIDA
12.5%
9.0%
8.0%
7.0%
5.4%5.2%
5.5%
4.7%
4.0%4.4%
2.8% 3.4% 3.5% 3.5%3.7%
0.0%
2.5%
5.0%
7.5%
10.0%
12.5%
0
100
200
300
400
500
600
700
800
2003 2004-I (1)
2004-II 2005-I 2005-II 2006-I 2006-II 2007-I 2007-II 2008-I 2008-II (2)
2009-I 2009-II 2010-I 2010-II 2011-I 2011-II
Mile
s de
Med
idor
es C
ontra
stad
os
Medidores Contrastados con el Procedimiento vs. % de Medidores Defectuosos Campaña de Precisión de la Medida
Periodo: 2003 - 2011
Ejecutado por las Concesionarias % de Medidores Defectuosos Campaña de Precisión de la Medida (***)
Inicio de Fiscalización con Procedimiento Nº 680-2008-
OS/CD
% de Medidores Contrastados que Exceden Tolerancias
(1) Durante el S1-2004, se contrasto el 2.08% del parque de medidores.(2) Durante el S2-2008, en cumplimiento del D.S. Nº 002-2008-EM, se considera el contraste del 1.0% del parque de Medidores para evaluar del Indicador de Precisión de la Medida, a cuenta del Procedimiento Nº 005-204-OS/CD. En este sentido, la meta para el presente Procedimiento se reduciría a 4.0% a partir del segundo semestre del 2008.(3)No se dispone de los resultados de la campaña de precisión de la medida correspondientes al 1er Semestre 2011.
El procedimiento estableció que a partir del 2004 se debería contrastar el 10 % del parque total anualmente (5% semestral)
NÚMERO DE MEDIDORES CONTRASTADOS - DEPARTAMENTO
DESVIACIÓN DEL TIEMPO DE ATENCIÓN- DEPARTAMENTO
DURACIÓN PROMEDIO DE INTERRUPCIONES (SAIDI)- DEPARTAMENTO
SAIDI DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS- DEPARTAMENTO
529.
3
389.
134
2.9
181.
0
123.
1
117.
0
107.
4
92.2
85.8
80.5
78.7
75.1
71.6
71.4
66.1
62.7
61.9
58.2
52.6
50.8
45.4
24.1
21.0
15.9
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550LI
MA
PASC
O
ANCA
SH
APUR
IMAC
JUN
IN
AREQ
UIPA
CUSC
O
TACN
A
HUAN
CAVE
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CAJA
MAR
CA
SAN
MAR
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LAM
BAYE
QUE ICA
MAD
RE D
E DIO
S
AMAZ
ON
AS
UCAY
ALI
AYAC
UCHO
PUN
O
Departamento
SAIDI Correspondiente a Julio
Informacion SAIDI.Enero - agosto 2011
Nota: Para el caso del ambito de actuacion, se ha considerado los
indicadores de los sistemas eléctricos con mayor SAIDI al 2010
APURIMAC: Sist. Elect. ABANCAY RURAL. MOQUEGUA: Sist. Elect. PUQUINA-OMATE-UBINAS. PASCO: Sist. Elect. POZUZO. LIMA: Sist. Elect. CHURIN. ANCASH: Sist. Elect. CHIQUIAN. JUNIN: Sist. Elect. PICHANAKI. AMAZONAS: Sist. Elect. RODRIGUEZ DE MENDOZA. CUSCO: Sist. Elect. CHUMBIVILCAS. LAMBAYEQUE: Sist. Elect. NIEPOS. HUANCAVELICA: Sist. Elect. HUANCAVELICA RURAL. PIURA: Sist. Elect. TALARA. AREQUIPA: Sist. Elect. BELLA UNION-CHALA. TUMBES: Sist. Elect. TUMBES RURAL. HUANUCO: Sist. Elect. HUANUCO RURAL 1. SAN MARTIN: Sist. Elect. MOYOBAMBA. UCAYALI: Sist. Elect. CAMPO VERDE. CAJAMARCA: Sist. Elect. NAMORA. PUNO: Sist. Elect. AZANGARO. MADRE DE DIOS: Sist. Elect. PUERTO MALDONADO. LA LIBERTAD: Sist. Elect. GUADALUPE RURAL. TACNA: Sist. Elect. TOMASIRI. LORETO: Sist. Elect. IQUITOS RURAL. ICA: Sist. Elect. PISCO.
TIEMPO PROMEDIO DE ATENCIÓN DE SOLICITUDES DE FUERZA MAYOR - DEPARTAMENTO
8
10 10
13
7
13
910
89 9
10 109
6
12
910
11 11
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
AMAZ
ON
AS
ANCA
SH
APUR
IMAC
AREQ
UIPA
AYAC
UCHO
CAJA
MAR
CA
CUSC
O
HUAN
CAVE
LICA
HUAN
UCO
ICA
JUN
IN
LA LI
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LORE
TO
MAD
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E DIO
S
MO
QUE
GUA
PASC
O
PIUR
A
PUN
O
SAN
MAR
TIN
TACN
A
TUM
BES
UCAY
ALI
DIAS
TIEMPO LIMITE DE ATENCIÓN
Promedio de atención de solicitudes de Fuerza Mayor.
EVALUACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES DE LA REGIÓN
El origen de las interrupciones es diversa, fenómenos naturales, errores humanos, actos vandálicos etc…..
INDICADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO EN LA REGIÓN
El objetivo de un Sistema eléctrico es asegurar un nivel satisfactorio de la prestación de los servicios eléctricos garantizando a los clientes un suministro eléctrico de las siguientes características: Continuo Adecuado Confiable Oportuno, Calidad y SeguroLa Calidad del suministro implica cumplir con estándares mínimos de niveles de interrupciones tanto en duración así como frecuencia. Los indicadores de calidad de suministro pueden ser Individuales o sistémicos.
Punto de vista de la
Concesionaria
REGULADOR
Punto de vista de usuario
¿CALIDAD DE SUMINISTRO ES UNA PERCEPCIÓN?
Es imposible percibir simultáneamente dos figuras (reversibilidad)
LEYES DE LA GESTALT
Indicadores sistémicos que miden la calidad de suministro(P-074-2003 y Std- IEEE- 1366-2003)
• SAIFI: System Average Interruption Frecuency Index, o Frecuencia Media de Interrupción por usuario en un periodo determinado.
• SAIDI: System Average Interruption Duration Index, o Tiempo Promedio de Interrupción por usuario en un periodo determinado.
, 11
N
utSAIDI
N
uSAIFI
n
iii
n
ii
Donde: ui: Número de usuarios afectados en cada interrupción “i”ti: Duración de cada interrupción “i” (medido en horas)n: Número de interrupciones en el períodoN: Número de usuarios del Sistema Eléctrico al final del período.
Indicadores individuales que miden la calidad de suministro(NTCSE y su Base Metodológica)
• N: Numero de interrupciones por Nivel de tensión• D: Duración de las interrupciones por nivel de tensiónEstos indicadores sirven para compensación individual por la mala calidad de suministro
Estos indicadores miden el comportamiento del sistema eléctrico en su conjunto
31
Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por empresas de distribución.
ELECTRO ORIENTE
ELECTRO DUNAS
ELECTROCENTRO
HIDRANDINA
ELECTRO SUR ESTE
ELECTRO UCAYALI
ELECTRONOROESTE
ELECTRONORTESEAL
ELECTROSUR
ELECTRO PUNOEDELNOR
LUZ DEL SUR
EDECAÑETE
0
20
40
60
80
0 20 40 60 80 100 120 140 160
SAIFI
SAIDI
SAIFI vs SAIDI DE EMPRESAS CONCESIONARIAS DE DISTRIBUCIÓNAÑO 2010
Prom
edio
Promedio
32
Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por empresas de distribución.
ELECTRO ORIENTE
ELECTROCENTRO
ELECTRONOROESTE
ELECTRO DUNAS
ELECTRO SUR ESTE
HIDRANDINA
ELECTRO UCAYALIELECTRONORTE
SEAL
ELECTROSUR
EDELNOR
LUZ DEL SUR
ELECTRO PUNO
EDECAÑETE
0
10
20
30
40
0 10 20 30 40 50 60
SAIFI
SAIDI
SAIFI vs SAIDI DE EMPRESAS CONCESIONARIAS DE DISTRIBUCIÓNAÑO 2011 (Enero - Setiembre)
Prom
edio
Promedio
DURACIÓN PROMEDIO DE INTERRUPCIONES TOTAL
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Lima Metro.
Resto del País
Generación
Transmisión
Distribución
2do Semestre 2009
1er Semestre 2011
Hor
as/U
suar
io
89.6%
8.0%
2.4%
61.4%
32.5%
6.1%
2do Semestre 2011
Lima Metro.
Resto del País
1er Semestre 2010
82.3%
16.0%
1.6%
57.9%
28.4%
13.7%
Lima Metro.
Resto del País
86.6%
11.4%
1.9%
59.7%
28.5%
11.8%
2do Semestre 2010
Lima Metro.
Resto del País
86.7%
12.9%
0.4%
67.8%
27.5%
4.6%
Lima Metro.
Resto del País
0.4%
6.2%
32.2%
61.6%
1.1%
98.5%
Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI) por Actividad
34
Evolución de los Indicadores de Calidad – Electro Sur Este
15.7 18.4 18.9 18.6 17.1 14.7 14.7
27.529.4 36.4
29.3 30.131.8
29.5
12.2 13.7 14.0 14.4 12.810.0 10.0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
EVOLUCIÓN DE SAIFI TOTAL - Electro Sur Este
SAIFI Esperado Total SAIFI Total SAIFI Esperado de MT Lineal (SAIFI Total)
28.5 34.8 34.2 36.9 34.0 29.3 29.3
77.171.4
88.2
57.066.6 67.1
57.1
22.828.5 29.6 30.8 27.5
20.9 20.9
0102030405060708090
100
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
EVOLUCIÓN DE SAIDI TOTAL - Electro Sur Este
SAIDI Esperado Total SAIDI Total SAIDI Esperado de MT Lineal (SAIDI Total)
Nota: Los datos del 2011 son una proyección de la información a julio.
35
EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL POR NATURALEZA
7.6 6.5 7.2 5.4 5.5 4.5 2.5
18.9
22.3
26.7
23.023.5
26.926.2
1.0
0.6
2.6
0.9 1.10.4
0.827.529.4
36.4
29.3 30.131.8
29.5
15.7
18.4 18.9 18.617.1
14.7 14.7
12.2 13.7 14.0 14.412.8
10.0 10.0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza y Límites - Electro Sur Este
R.C. No Programado ProgramadoSAIFI Total SAIFI Esperado Total SAIFI Esperado de MT
41.831.4 35.8
22.2 25.519.1
8.8
35.1
38.8
51.8
34.640.7
47.7
48.1
0.251.1
0.6
0.29
0.40.3
0.20
77.171.4
88.2
57.0
66.6 67.1
57.1
28.534.8 34.2 36.9
34.029.3 29.3
22.828.5 29.6 30.8
27.520.9
20.9
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y Límites - Electro Sur Este
R.C. No Programado ProgramadoSAIDI Total SAIDI Esperado Total SAIDI Esperado de MT
Nota: Los datos del 2011 son una proyección de la información a julio.
36
EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL SEGÚN INSTALACIÓN CAUSANTE
21.4 21.827.0
22.722.6
21.722.8
5.7 6.1
7.6
5.7 6.4 10.0 6.00.4
1.4
1.8
0.9 1.10.1
0.627.529.4
36.4
29.3 30.131.8
29.5
15.718.4 18.9 18.6
17.114.7 14.7
12.213.7 14.0 14.4
12.810.0 10.0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por instalación causante y Límites - Electro Sur Este
Generación Transmisión DistribuciónSAIFI Total SAIFI Esperado Total SAIFI Esperado de MT
61.6
58.3
76.3 47.653.8
47.942.1
14.912.6
10.8
8.6
11.6 18.9
14.9
0.60.4
1.1
0.7
1.10.2
0.1
77.171.4
88.2
57.0
66.6 67.1
57.1
28.5 34.8 34.2 36.934.0
29.3 29.3
22.8 28.529.6 30.8
27.520.9 20.9
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por instalación causante y Límites - Electro Sur Este
Generación Transmisión DistribuciónSAIDI Total SAIDI Esperado Total SAIDI Esperado de MT
Nota: Los datos del 2011 son una proyección de la información a julio.
37
94.5 km
T1
T2
AAAC - 120 mm²58.24 km
AAAC - 120 mm²55.81 km
AAAC - 120 mm²67.4 km
8.66
km
Diagrama Unifilar de los sistemas eléctricos de ESE en la región Apurímac
38
Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por sistemas eléctricos de ESE
CUSCO
IBERIA
PUERTO MALDONADO
ABANCAY
LA CONVENCION
YAURI
IÑAPARI
VALLE SAGRADO 1
VALLE SAGRADO 2
ANDAHUAYLAS
ABANCAY RURAL
LA CONVENCION RURAL
SICUANI
VALLE SAGRADO 3
PUERTO MALDONADO RURAL
MACHUPICCHU
CHACAPUENTE
COMBAPATA
MAZUKO
CHUQUIBAMBILLA
CHUMBIVILCAS
SICUANI RURAL
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420
SAIFI
SAIDI
SAIFI vs SAIDI DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE ELECTRO SUR ESTE AÑO 2010
Prom
edio
Promedio
Abancay Rural: (289.81 de SAIDI y 68.46 de SAIFI).Chacapuente: (91.20 de SAIDI y 26.73 de SAIFI).Andahuaylas: (54.18 de SAIDI y 28.75 de SAIFI).Abancay: (25.95 de SAIDI y 17 de SAIFI).Chuquibambilla: (101.06 de SAIDI y 38.93 de SAIFI).
39
Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por sistemas eléctricos de ESE
CUSCO
IBERIA
PUERTO MALDONADO
ABANCAY
LA CONVENCION
YAURI
IÑAPARI
VALLE SAGRADO 1
VALLE SAGRADO 2
ANDAHUAYLAS
ABANCAY RURAL
LA CONVENCION RURAL
SICUANI
VALLE SAGRADO 3
PUERTO MALDONADO RURAL
MACHUPICCHU
CHACAPUENTE
COMBAPATA
MAZUKO
CHUQUIBAMBILLA
CHUMBIVILCAS
SICUANI RURAL
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
SAIFI
SAIDI
SAIFI vs SAIDI DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE ELECTRO SUR ESTE AÑO 2011 (Enero - Setiembre)
Prom
edio
Promedio
Abancay Rural: (166.77 de SAIDI y 28.96 de SAIFI).Chacapuente: (35.01 de SAIDI y 7.5 de SAIFI).Andahuaylas: (29.85 de SAIDI y 12.88 de SAIFI).Abancay: (7.09 de SAIDI y 5.06 de SAIFI).Chuquibambilla: ( 40.13 de SAIDI y 14.45 de SAIFI)
40
Ubicación de los sistemas eléctricos en la región Apurímac
Sistema Eléctrico AbancayAño 2010:
(25.95 de SAIDI y 17 de SAIFI).Año 2011:
(7.09 de SAIDI y 5.06 de SAIFI).Num. de usuarios al 07.2011:
13359
Sistema Eléctrico Abancay RuralAño 2010:
(289.81 de SAIDI y 68.46 de SAIFI). Año 2011:
(166.77 de SAIDI y 28.96 de SAIFI).Num. de usuarios al 07.2011:
10551
Sistema Eléctrico AndahuaylasAño 2010:
(54.18 de SAIDI y 28.75 de SAIFI). Año 2011:
(29.85 de SAIDI y 12.88 de SAIFI).Num. de usuarios al 07.2011:
34675
Sistema Eléctrico ChacapuenteAño 2010:
(91.20 de SAIDI y 26.73 de SAIFI).Año 2011:
(35.01 de SAIDI y 7.5 de SAIFI).Num. de usuarios al 07.2011:
10750
Sistema Eléctrico ChuquibambillaAño 2010:
101.06 de SAIDI y 38.93 de SAIFI).Año 2011:
( 40.13 de SAIDI y 14.45 de SAIFI).Num. de usuarios al 07.2011:
5333
41
Evolución de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza.
Nota: Para el sistema eléctrico Chacapuente, del año 2005 al 2009 se ha considerado el Sistema SE0042 (Andahuaylas), y para el año 2010 el sistema SE1042 (Chacapuente) Para el sistema eléctrico Chuquibambilla, del año 2005 al 2009 se ha considerado el Sistema SE0042 (Andahuaylas), y para el año 2010 el sistema SE1042 (Chuquibambilla)
12.6
17.9
9.2 9.1 7.74.8
8.2
12.6
8.4 8.5
3.5
0.2
0.1
3.5
1.9 1.4
0.7
20.8
34.0
19.5
19.0
11.9
5.1
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Eléctrico Abancay
No Programado Programado R.C.
28.9
37.0
25.7
15.712.2 11.2
7.6
7.9
5.4
7.2
3.4
0.9
0.4
1.5
1.6
1.3
0.3
0.8
37.0
46.5
32.8
24.2
15.9
12.9
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Eléctrico Andahuaylas
No Programado Programado R.C.
24.5
40.6
33.7 32.333.9
26.2
6.0
7.1
4.96.0
4.9
1.5
5.4
1.9 2.1 0.6
1.3
30.5
53.1
40.5 40.439.5
29.0
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Eléctrico Abancay Rural
No Programado Programado R.C.
28.9
37.0
25.7
15.7 17.1
6.6
7.6
7.9
5.4
7.21.8
0.3
0.4
1.5
1.6
1.3
0.3
0.6
37.0
46.5
32.8
24.2
19.2
7.5
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Eléctrico Chacapuente
No Programado Programado R.C.
28.9
37.0
25.7
15.7
4.3
7.6
7.9
5.4
7.2
20.2
14.4
0.4
1.5
1.6
1.3
37.0
46.5
32.8
24.224.5
14.4
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Eléctrico Chuquibambilla
No Programado Programado R.C.
42
Evolución de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza.
Nota: Para el sistema eléctrico Chacapuente, del año 2005 al 2009 se ha considerado el Sistema SE0042 (Andahuaylas), y para el año 2010 el sistema SE1042 (Chacapuente) Para el sistema eléctrico Chuquibambilla, del año 2005 al 2009 se ha considerado el Sistema SE0042 (Andahuaylas), y para el año 2010 el sistema SE1042 (Chuquibambilla)
23.7
89.9
9.2 12.55.4 6.3
60.7
49.9
25.729.1
17.2
0.8
0.3
0.8
0.2
0.2
84.4
140.2
35.8
41.8
22.9
7.1
0.0
30.0
60.0
90.0
120.0
150.0
180.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Eléctrico Abancay
No Programado Programado R.C.
70.7 69.8
47.739.2
18.027.8
20.731.5
24.9 38.9
6.32.0
0.2
1.1
0.4
0.10.1
91.5
101.5
73.7 78.5
24.3
29.9
0.0
30.0
60.0
90.0
120.0
150.0
180.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Eléctrico Andahuaylas
No Programado Programado R.C.
95.7
109.6
54.2
83.3
97.8
160.3
40.2
44.3
31.7
25.4
25.1
6.1
0.9
0.4
0.3
0.2
0.3
135.9
154.9
86.4
109.0
123.0
166.8
0.0
30.0
60.0
90.0
120.0
150.0
180.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Eléctrico Abancay Rural
No Programado Programado R.C.
70.7 69.8
47.739.2
50.3
32.4
20.731.5
24.9 38.95.8
1.9
0.2
1.10.4
0.2
0.6
91.5
101.5
73.7 78.5
56.2
35.0
0.0
30.0
60.0
90.0
120.0
150.0
180.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Eléctrico Chacapuente
No Programado Programado R.C.
70.7 69.8
47.739.2
14.9
20.731.5
24.9 38.9
46.0
40.1
0.2
1.10.4
91.5
101.5
73.7 78.5
60.9
40.1
0.0
30.0
60.0
90.0
120.0
150.0
180.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Sistema Eléctrico Chuquibambilla
No Programado Programado R.C.
43
El mayor porcentaje de interrupciones en el sistema eléctrico Abancay Rural, en el año 2010 fue debido a “Otros Propios”, con una incidencia del 35.64%, de igual manera durante el año 2011 se debió principalmente a “Otros Propios” con una incidencia de 33.83%.
CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Abancay Rural
Los valores del 2011 están actualizados al mes de julio
6.28
6.28
6.68
15.24
35.64
6.47
7.37
8.19
15.90 33.83
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Falla sistema interconectado
Por reforzamiento de redes
Fuertes vientos
Descargas atmosféricas
Otros - Propio
Falla equipo
Corte de emergencia
Descargas atmosféricas
Otros - Fenómenos Naturales
Otros - Propio
2010
SAIF
I: 68
.46
2011
SAIF
I: 28
.96
% S
AIF
I
% de Incidencia en el indicador.
Causas principales de interrupciones y su incidencia en la frecuencia promedio de interrupciones (SAIFI) -Sistema Eléctrico Abancay Rural
SAIFI
44
El mayor porcentaje en duración de interrupciones durante el año 2010 en el sistema eléctrico Abancay Rural, fue debido principalmente a “Otros Propios”, con una incidencia de 37.35%, mientras que en el año 2011, se debió a “Falla de Equipo”, con una incidencia de 46.45%.
CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Abancay Rural
Los valores del 2011 están actualizados al mes de julio
9.13
9.49
9.68
10.49
37.35
4.96
5.40
6.68
26.24
46.45
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Otros - Fenómenos Naturales
Por Mantenimiento Otras E.E
Descargas atmosféricas
Por reforzamiento de redes
Otros - Propio
Otros - Fenómenos Naturales
Caída conductor red
Caída de árbol
Otros - Propio
Falla equipo
2010
SAID
I: 28
9.81
2011
SAID
I: 16
6.77
% S
AID
I
% de Incidencia en el indicador.
Causas principales de interrupciones y su incidencia en la duración promedio de interrupciones (SAIDI) -Sistema Eléctrico Abancay Rural
SAIDI
COMPENSACIONES Y MULTAS POR MALA CALIDAD SEGÚN
PROCEDIMIENTOS DE SUPERVISIÓN
COMPENSACIONES PAGADAS A LOS USUARIOS POR LAS CONCESIONARIAS DEBIDO A LAS INTERRUPCIONES
Del 2004 hasta la fecha (setiembre 2011), las compensaciones pagadas a los usuarios por las empresas eléctricas debido a las interrupciones es de 103,44 millones de soles.
COMPENSACIONES PAGADAS A LOS USUARIOS POR LAS CONCESIONARIAS DEBIDO A LA MALA CALIDAD DE
TENSIÓN
Del 2004 hasta la fecha (setiembre 2011), las compensaciones pagadas a los usuarios por las empresas eléctricas debido a la mala calidad de TENSIÓN es de 27,80 millones de soles.
MULTAS IMPUESTAS POR DIVERSOS PROCEDIMIENTOS DE SUPERVISIÓN
Del 2004 hasta la fecha (setiembre 20011), la multa impuesta por los diversos procedimientos es de 56,4 millones de soles.
S1-
2004
S2-
2004
S1-
2005
S2-
2005
S1-
2006
S2-
2006
S1-
2007
S2-
2007
S1-
2008
S2-
2008
S1-
2009
S2-
2009
S1-
2010
S2-
2010
S1-
2011
-
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
Evolución de la Compensación por Mala Calidad de SuministroElectro Sur Este (Periodo 2004 - 2011)
Com
pens
ació
n (U
S $)
Del 2004 hasta la fecha (setiembre 2011), las compensaciones pagadas a los usuarios por ELSE debido a las interrupciones es de 7,24 millones de soles.
COMPENSACIONES POR MALA CALIDAD DE SUMINISTRO
COMPENSACIONES POR MALA CALIDAD DE TENSIÓN
S1-
2004
S2-
2004
S1-
2005
S2-
2005
S1-
2006
S2-
2006
S1-
2007
S2-
2007
S1-
2008
S2-
2008
S1-
2009
S2-
2009
S1-
2010
S2-
2010
S1-
2011
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
70 000
Evolución de la Compensación por Mala Calidad de Tensión Electro Sur Este (Periodo 2004 - 2011)
Com
pens
ació
n (U
S $)
Del 2004 hasta la fecha (setiembre 2011), las compensaciones pagadas a los usuarios por ELSE debido a las variaciones de tensión es de 1,2 millones de soles.
Gracias
Ing. Leonidas Sayas PomaGerencia de Fiscalización Eléctrica
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