Leonidas Sayas
Gerencia de Fiscalización Eléctrica
• Evaluar la problemática de interrupciones en los
sistemas eléctricos de Electrodunas S.A.A.
• Determinar los sistemas eléctricos críticos durante
el año 2010.
• Analizar el origen y las causas más incidentes en
las interrupciones.
• Proponer alternativas de solución a la problemática
de interrupciones
OBJETIVOS
2
INDCADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO
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 y de Calidad
La 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 PERCEPCIÒN?
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
ut
SAIDIN
u
SAIFI
n
i
ii
n
i
i
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 período
N: 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 tensión
Estos indicadores sirven para compensación individual por la mala calidad de suministro
Estos indicadores miden el comportamiento del sistema eléctrico en su conjunto
7
EDECAÑETE
EDELNOR
ELECTRO ORIENTE
ELECTRO PUNO
ELECTRO SUR ESTE
ELECTRO SUR MEDIO
ELECTRO UCAYALI
ELECTROCENTRO
ELECTRONOROESTE
ELECTRONORTE
ELECTROSURHIDRANDINA
LUZ DEL SUR
SEAL
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00
SA
IFI
SAIDI
SAIDI vs SAIFI DE EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN - AÑO 2010
SAIFI: 22.6SAIDI: 71.4
PromedioP
rom
edio
8
INDICADOR ESPERADO TOTAL A NIVEL DE EMPRESA
EMPRESA 2005 2006 2007 2008 2009 2010
EDELNOR 8.24 8.94 8.57 10.04 9.73 8.95
LUZ DEL SUR 8.92 9.92 8.67 10.43 10.50 8.15
ELECTRO CENTRO 40.36 41.25 31.22 48.09 41.07 30.83
ELECTRO NORTE 28.60 31.29 34.95 43.80 28.93 28.95
ENOSA 28.89 26.11 27.34 27.88 24.37 20.71
HIDRANDINA 42.02 44.90 41.93 38.72 28.79 24.98
ELECTRO PUNO 38.39 36.30 32.78 37.13 34.76 34.42
ELECTRO SUR 27.58 29.98 24.24 33.91 26.35 31.02
ELECTRO SUR ESTE 28.49 34.84 34.20 36.90 33.99 29.28
SEAL 22.45 23.43 25.39 30.97 28.89 21.84
ELECTRO ORIENTE 27.73 36.74 32.60 44.60 33.48 25.05
ELECTRO UCAYALI 42.73 64.28 57.41 42.80 59.51 23.78
EDECAÑETE 32.13 24.61 23.43 23.97 21.08 16.81
ELECTRO SUR MEDIO 53.24 38.29 26.52 42.14 40.21 25.98
COELVISAC 51.94 58.25 39.30 45.30 74.17 45.11
EMPRESA 2005 2006 2007 2008 2009 2010
EDELNOR 3.47 3.66 3.60 4.15 4.15 4.02
LUZ DEL SUR 4.91 6.28 5.36 4.74 6.17 4.00
ELECTRO CENTRO 17.75 19.24 16.04 20.06 17.34 15.30
ELECTRO NORTE 22.30 20.39 24.91 25.94 19.21 14.48
ENOSA 19.07 15.18 15.08 14.23 12.73 10.06
HIDRANDINA 19.42 21.23 22.22 19.73 16.08 11.94
ELECTRO PUNO 16.83 17.65 17.01 16.59 15.91 13.55
ELECTRO SUR 14.74 14.15 13.71 17.88 18.87 14.57
ELECTRO SUR ESTE 15.68 18.43 18.92 18.59 17.08 14.67
SEAL 12.61 12.91 14.97 16.27 14.11 11.38
ELECTRO ORIENTE 23.69 23.71 20.41 28.20 31.12 18.40
ELECTRO UCAYALI 27.08 27.76 51.03 33.74 36.38 13.41
EDECAÑETE 15.46 13.15 14.75 13.04 12.91 14.24
ELECTRO SUR MEDIO 20.21 16.73 16.70 17.83 16.52 12.49
COELVISAC 26.84 19.68 15.58 16.44 32.01 17.08
SAIFI TOTAL SAIDI TOTAL
Para determinar los valores de desempeño esperado total por empresa, se efectuó la relación entre la incidencia del
SAIFI/SAIDI de distribución encontrado con los factores de ponderación del VAD con el porcentaje de incidencia del
SAIFI/SAIDI de distribución de cada una de las empresas distribuidoras
9
EVOLUCIÓN DE LOS INDICADORES DE CALIDAD
ELECTRODUNAS
20.21 16.73 16.70 17.83 16.52 12.49
16.3019.05
23.8426.69
28.54
22.58
0
10
20
30
40
50
2005 2006 2007 2008 2009 2010
EVOLUCIÓN DE SAIFI TOTAL Y DE MT - ELECTRO DUNAS
SAIFI Esperado Total SAIFI Total Lineal (SAIFI Total)
53.24 38.29 26.52 42.14 40.21 25.98
59.05 62.61
79.64
108.06 107.53
71.45
0
20
40
60
80
100
120
140
2005 2006 2007 2008 2009 2010
EVOLUCIÓN DE SAIDI TOTAL - ELECTRO DUNAS
SAIDI Esperado Total SAIDI Total Lineal (SAIDI Total)
10
20.2116.73 16.70 17.83
16.52
12.49
16.30
19.05
24.8026.69
28.54
22.58
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
2005 2006 2007 2008 2009 2010
EVOLUCIÓN DE SAIFI DE MT - ELECTRO DUNAS, SEGUN NATURALEZA
No Prog Prog RC SAIFI Esperado Total TOTAL Lineal (TOTAL)
Horas
11
53.24
38.29
26.52
42.1440.21
25.98
59.0562.61
79.64
108.06 107.53
71.45
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
2005 2006 2007 2008 2009 2010
EVOLUCIÓN DE SAIDI - ELECTRO DUNAS, SEGUN NATURALEZA
Prog No Prog RC SAIDI Esperado Total TOTAL Lineal (TOTAL)
Horas
12
20.2116.73
16.70 17.8316.52
12.49
16.30
19.05
24.8026.69
28.54
22.58
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
2005 2006 2007 2008 2009 2010
EVOLUCIÓN DE SAIFI DE MT - ELECTRO DUNAS, SEGUN INSTALACIÓN CAUSANTE
Distribución Transmisión Generación
SAIFI Esperado Total Total Lineal (Total)
Horas
13
53.24 38.2926.52
42.1440.21
25.98
59.0562.61
79.64
108.06 107.53
71.45
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
2005 2006 2007 2008 2009 2010
EVOLUCIÓN DE SAIDI - ELECTRO DUNAS, SEGUN INSTALACIÓN CAUSANTE
Distribución Transmisión Generación
SAIDI Esperado Total Total Lineal (Total)
Horas
14
CAUSAS DE INTERRUPCIONES EN ELECTRODUNAS - 2010
Por Mantenimiento -
Propio19.8%
Por Mantenimiento -
Otras E.E.5.3%
Otros - Propio21.9%
Otros -Fenómenos Naturales
10.4%
Hurto de conductor
4.6%
Otros - Otras E. E.
13.0%
Impacto vehicular
11.8%
Otros - Terceros8.6%
Vandalismo4.6%
Incidencia de las causas de la frecuencia de Interrupciones
Por Mantenimiento -
Propio40.0%
Por Mantenimiento -
Otras E.E.14.8%
Otros - Propio12.1%
Otros -Fenómenos Naturales
8.8%
Hurto de conductor
6.1%
Otros - Otras E. E.
5.6%
Impacto vehicular
4.7%
Otros - Terceros4.6%
Vandalismo3.4%
Incidencia de las causas de la duración deInterrupciones
CALIDAD DE SUMINISTRO EN LOS SISTEMAS
ELÉCTRICOS DE ELECTRODUNAS S.A.A.
ELECTRO DUNAS(ELECTRO SUR MEDIO)
16
15 Sistemas Eléctricos
- 14 sistemas eléctricos Interconectados
- 1 sistema eléctrico aislado
- 177,818 clientes Aprox. A Diciembre 2010
SAIFI Total = 22.58SAIDI Total = 71.45 Cora Cora
Huaytara
Chocorvos
Tambo Quemado
Pausa
Pisco
Ica Baja
Densidad
Incuyo
Puquio Rural
Ica
Nazca Palpa Puquio
Palpa Rural
Chincha Baja Densidad
Chincha
Pisco
Urbano
Rural
Chaviña
17
HUAYTARA-CHOCORVOS
PISCO
PALPA RURAL
PUQUIO RURALPISCO URBANO RURAL
CHINCHA
ICA BAJA DENSIDAD
ICA
CHINCHA BAJA DENSIDAD
CHAVIÑA
NAZCA-PALPA-PUQUIO
CORACORAPAUSA
INCUYO
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
100.00
0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00 45.00 50.00
SA
IDI (N
º H
ora
s)
SAIFI (Nº Interrupciones)
Diagrama de dispersión de indicadores de Calidad de Suministro de Electrodunas S.A.A.(SAIFI / SAIDI Total)
SAIFI=42.5 ; SAIDI=280.5
TAMBO QUEMADO
SAIDI esperado
SA
IFI espera
do
18
PISCO
CHINCHA
ICA
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00
SA
IDI D
istr
ibu
ció
n (
Nº
Ho
ras)
SAIFI Distribución (Nº Interrupciones)
Diagrama de dispersión de indicadores de Calidad de Suministro de Electrodunas S.A.A. Instalaciones pertenecientes al sistema de distribución de Media Tensión - Año 2010
Sistemas Eléctricos Sector Típico de Distribución 2
Límites ST 2
19
ICA BAJA DENSIDAD
CHINCHA BAJA DENSIDAD
NAZCA-PALPA-PUQUIO
CORACORA
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
0.00 5.00 10.00 15.00 20.00
SA
IDI D
istr
ibu
ció
n (
Nº
Ho
ras)
SAIFI Distribución (Nº Interrupciones)
Diagrama de dispersión de indicadores de Calidad de Suministro de Electrodunas S.A.A. Instalaciones pertenecientes al sistema de distribución de Media Tensión - Año 2010
Sistemas Eléctricos Sector Típico de Distribución 3
Límites ST 3
20
PALPA RURAL
PISCO URBANO RURAL
PAUSA
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
50.00
0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00 20.00
SA
IDI D
istr
ibu
ció
n (
Nº
Ho
ras)
SAIFI Distribución (Nº Interrupciones)
Diagrama de dispersión de indicadores de Calidad de Suministro de Electrodunas S.A.A. Instalaciones pertenecientes al sistema de distribución de Media Tensión - Año 2010
Sistemas Eléctricos Sector Típico de Distribución 4
Límites ST 4
21
PUQUIO RURAL
HUAYTARÁ-CHOCORVOS
CHAVIÑA
0.00
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
300.00
0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00
SA
IDI D
istr
ibu
ció
n (
Nº
Ho
ras)
SAIFI Distribución (Nº Interrupciones)
Diagrama de dispersión de indicadores de Calidad de Suministro de Electrodunas S.A.A. Instalaciones pertenecientes al sistema de distribución de Media Tensión - Año 2010
Sistemas Eléctricos Sector Típico de Distribución 5
Límites ST 5
INCUYOTAMBO QUEMADO
SISTEMAS ELÉCTRICOS 2010
22
Sistemas Críticos 2010:
Huaytara Chocorvos
(ST-5) CLIENTES: 4,663
SAIDI Prog. = 27.9
SAIDI No Prog. = 262.3
Pisco
(ST-2) CLIENTES: 23,788
SAIDI Prog. = 46.2
SAIDI No Prog. = 50.4
Puquio Rural
(ST-5) CLIENTES: 4,699
SAIDI Prog. = 28.2
SAIDI No Prog. = 59.7
Chincha Baja Densidad
(ST-3) CLIENTES: 5,880
SAIDI Prog. = 62.7
SAIDI No Prog. = 21.7
27.9 46.2
28.2
62.7
39.9
262.3
50.4
59.7
21.7
40.6
290.2
96.787.9 84.4 80.5
69.2 65.860.0 58.1 57.7 55.1
46.3 43.3 42.4
13.1
0
50
100
150
200
250
300
Huayta
ra-
Ch
ocorv
os
Pis
co
Puq
uio
Rura
l
Ch
incha B
aja
D
en
sid
ad
Pis
co
Urb
ano
Rura
l
Palp
a R
ura
l
Ica B
aja
D
en
sid
ad
Ch
incha
Ch
aviý
a
Ica
Nazca-P
alp
a-
Puq
uio
Co
racora
Pausa
Incuyo
Tam
bo
Q
uem
ad
o
Duración de inerrupciones por usuario (SAID), segun naturalezaELECTRO DUNAS (ELECTRO SUR MEDIO)
R.C. No Prog. Prog. SAIDI Esperado
SAIDI ESPERADO TOTAL: 25.98
Duración de Interrupciones por usuario (SAIDI), según naturaleza
ELECTRODUNAS (ELECTRO SUR MEDIO)
23
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 5
SIST. ELECT. HUAYTARÁ-CHOCORVOS / Evolución de las interrupciones
(Naturaleza)
3.010.00 1.92 3.84
11.84
4.40
13.90
12.89
30.20
19.44
60.11
43.10
16.90
12.89
32.12
23.28
71.94
47.50
20.21
16.73 16.70 17.8316.52
12.49
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Nú
mero
de In
terr
up
cio
nes
Evolución Anual de Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI)Según Naturaleza
Programado No Programado R.C. Esperado Total
32.920.00 18.82 26.76
98.14
27.88
355.07461.95
459.34
519.67342.33
262.30
388.00
461.95478.15
546.43
440.48
290.18
53.2438.29
26.5242.14 40.21
25.98
0.00
100.00
200.00
300.00
400.00
500.00
600.00
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Du
ració
n d
e In
terr
up
cio
nes
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI)Según Naturaleza
Programado No Programado R.C. Esperado Total
24
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 5
SIST. ELECT. HUAYTARÁ-CHOCORVOS / Instalación Causante y Responsabilidad
Fenómenos Naturales
48.62%
Propias35.42%
Otras Empresas
Eléctricas9.75%
Terceros6.21%
Responsabilidad de la Frecuencia Promedio de Interrupciones por Usuario - Total: 47.5
Interrupciones Promedio
Distribución89.50%
Transmisión10.50%
Frecuencia Promedio de Interrupciones año 2010 Segun Instalación Causante - Total: 47.5
Interrupciones Promedio
Distribución96.68%
Transmisión3.32%
Duración Promedio de Interrupciones del año 2010 Segun Instalación Causante - Total: 290.2
Horas Promedio
Fenómenos Naturales
49.25%
Propias38.58%
Terceros8.87%
Otras Empresas
Eléctricas3.30%
Responsabilidad de la Duración Promedio de Interrupciones por Usuario - Total: 290.2 Horas
Promedio
25
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 5
SIST. ELECT. HUAYTARÁ-CHOCORVOS / Causas Predominantes (Alim. MT)
Descargas atmosféricas
31.3%
Otras E.E.21.2%
Corte de emergencia
16.0%
Por reforzamiento
15.5%
Fuertes vientos9.3%
Por Mantenimiento
Otras E.E.3.8%Otros - Propio
2.9%
Incidencia de las causas de la frecuencia de Interrupciones (ALIM.MT)
Por reforzamiento
40.9%
Corte de emergencia
18.5%
Por Mantenimiento
Otras E.E.14.1%
Fuertes vientos10.5%
Otras E.E.9.3%
Descargas atmosféricas
6.4%Otros - Propio0.3%
Incidencia de las causas de la duración deInterrupciones (ALIM.MT)
26
SISTEMA ELÉCTRICO HUAYTARÁ CHOCORVOS
Cortes de emergencias (falta
de mantenimiento), y por
fenómenos naturales,
descargas atmosféricas,
fuertes vientos
Sistema eléctrico ubicado al final de
la línea 60kV L-6044, cualquier
mantenimiento en el sistema de
trasmisión interrumpe el servicio
eléctrico (S.E. Caudalosa pertenece
a otra empresa
HUAYTARA-CHOCORVOS Dist. Fen. Nat. Cortes de emergencias (falta de
mantenimiento), y por fenómenos
naturales, descargas atmosféricas, fuertes
vientos
Sistema eléctrico ubicado al final de la
línea 60kV L-6044, cualquier
mantenimiento en el sistema de
trasmisión interrumpe el servicio eléctrico
(S.E. Caudalosa pertenece a otra empresa
Mantenimiento a componentes críticos
Cumplir con el plan de mantenimiento programado,
Evaluar el incremento de la frecuencia del mantenimiento en
actividades criticas.
Mejorar la selección de los servicios prestados por Terceros al
Mantenimiento y supervisarlas
Sistema Eléctrico Origen Resp. Principal Causa Alternativa de Solucion
27
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 5
SIST. ELECT. PUQUIO RURAL / Evolución de las interrupciones (Naturaleza)
5.28 5.00 6.75 7.584.78
9.32
31.9723.92
46.61
34.71
14.60
36.97
30.67
54.19
39.50
20.21
16.73 16.7017.83
16.52
12.49
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
2006 2007 2008 2009 2010
Nú
mero
de In
terr
up
cio
nes
Evolución Anual de Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI)Según Naturaleza
Programado No Programado R.C. Esperado Total
34.13 33.96 37.35
64.05
28.16
40.56
147.73
106.43
115.90
59.74
74.69
181.69
143.79
179.95
87.90
53.24
38.29
26.52
42.14 40.21
25.98
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
180.00
200.00
2006 2007 2008 2009 2010
Du
ració
n d
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nes
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI)Según Naturaleza
Programado No Programado R.C. Esperado Total
28
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 5
SIST. ELECT. PUQUIO RURAL / Instalación Causante y Responsabilidad
Fenómenos Naturales
70.42%
Propias14.38%
Otras Empresas
Eléctricas10.39%
Terceros4.81%
Responsabilidad de la Frecuencia Promedio de Interrupciones por Usuario - Total: 39.5
Interrupciones Promedio
Distribución51.41%
Transmisión48.59%
Frecuencia Promedio de Interrupciones año 2010 Segun Instalación Causante - Total: 39.5
Interrupciones Promedio
Distribución53.82%
Transmisión46.18%
Duración Promedio de Interrupciones del año 2010 Segun Instalación Causante - Total: 87.9
Horas Promedio
Fenómenos Naturales
45.02%
Propias32.02%
Otras Empresas
Eléctricas18.33%
Terceros4.64%
Responsabilidad de la Duración Promedio de Interrupciones por Usuario - Total: 87.9 Horas
Promedio
29
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 5
SIST. ELECT. PUQUIO RURAL / Causas Predominantes (Alim. MT)
Descargas atmosféricas
66.9%
Por reforzamiento
10.6%
Falla sistema interconectado
7.0%
Otras E.E.3.6%
Otros - Terceros3.5%
Por Mantenimiento
3.5%
Fuertes vientos3.3%
Caída de árbol0.8%
Caída conductor red0.8%
Incidencia de las causas de la frecuencia de Interrupciones (ALIM.MT)
Por reforzamiento
33.9%
Descargas atmosféricas
26.6%
Por Mantenimiento
13.3%
Falla sistema interconectado
9.3%
Otras E.E.7.7%
Fuertes vientos4.0%
Otros - Terceros3.4%
Caída de árbol1.7%
Caída conductor red0.2%
Incidencia de las causas de la duración deInterrupciones (ALIM.MT)
30
SISTEMA ELÉCTRICO PUQUIO RURAL
Por Mantenimiento y
reforzamiento de redes
Descargas Atmosféricas en
redes de media tensión
PUQUIO RURAL Dist.
Trans.
Fen. Nat. Descargas Atmosféricas en redes de
media tensión
Por Mantenimiento y reforzamiento de
redes
Mantenimiento a componentes críticos
Cumplir con el plan de mantenimiento programado,
Evaluar el incremento de la frecuencia del mantenimiento en
actividades criticas.
Mejorar la selección de los servicios prestados por Terceros al
Mantenimiento y supervisarlas
Sistema Eléctrico Origen Resp. Principal Causa Alternativa de Solucion
31
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 2
SIST. ELECT. PISCO / Evolución de las interrupciones (Naturaleza)
5.38 6.728.44 8.17
10.977.42
22.09
23.22
23.6422.42
27.43
30.37
27.47
30.6632.18
30.79
38.8737.79
20.21
16.73 16.7017.83
16.52
12.49
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Nú
mero
de In
terr
up
cio
nes
Evolución Anual de Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI)Según Naturaleza
Programado No Programado R.C. Esperado Total
31.94 33.89 37.1553.25
81.73
46.23
60.35
31.39
189.68
44.22
50.25
50.44
92.29
65.49
226.86
98.03
132.31
96.67
53.24
38.29
26.52
42.14 40.21
25.98
0.00
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
2005 2006 2007 2008 2009 2010D
ura
ció
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nes
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI)Según Naturaleza
Programado No Programado R.C. Esperado Total
32
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 2
SIST. ELECT. PISCO / Instalación Causante y Responsabilidad
Terceros53.04%
Propias41.11%
Otras Empresas
Eléctricas5.28%
Fenómenos Naturales
0.57%
Responsabilidad de la Frecuencia Promedio de Interrupciones por Usuario - Total: 37.8
Interrupciones Promedio
Distribución64.77%
Transmisión35.23%
Frecuencia Promedio de Interrupciones año 2010 Segun Instalación Causante - Total: 37.8
Interrupciones Promedio
Distribución54.83%
Transmisión45.17%
Duración Promedio de Interrupciones del año 2010 Segun Instalación Causante - Total: 96.7
Horas Promedio
Terceros42.39%
Propias42.33%
Otras Empresas
Eléctricas14.91%
Fenómenos Naturales
0.37%
Responsabilidad de la Duración Promedio de Interrupciones por Usuario - Total: 96.7 Horas
Promedio
33
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 2
SIST. ELECT. PISCO / Causas Predominantes (Alim. MT)
Por mantenimiento
29.5%
Hurto de conductor
20.8%
Impacto vehicular
16.0%
Vandalismo11.5%
Otros - Propio9.2%
Por reforzamiento
Otras E.E.4.7%
Corte de emergencia
2.5%
Otros -Tercerros
2.0%Bajo nivel de aislamiento
1.9%
Caída conductor red1.9%
Incidencia de las causas de la frecuencia de Interrupciones (ALIM.MT)
Por mantenimiento
43.4%
Hurto de conductor
24.3%
Por reforzamiento
Otras E.E.18.1%
Vandalismo6.3%
Impacto vehicular
4.4%
Otros - Propio2.5%
Caída conductor red0.4%
Bajo nivel de aislamiento
0.4%
Otros -Tercerros
0.1%
Corte de emergencia
0.1%
Incidencia de las causas de la duración deInterrupciones (ALIM.MT)
34
SISTEMA ELÉCTRICO PISCO
Por Mantenimiento y
reforzamiento de redes
Hurto de conductores en
redes de media tensión
35
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 3
SIST. ELECT. CHINCHA BAJA DENSIDAD / Evolución de las interrupciones
(Naturaleza)
4.065.83
7.418.69
11.37
7.87
8.69
14.6613.94
19.40 14.30
15.2512.75
22.1521.34
28.14
25.85
23.11
20.21
16.73 16.7017.83
16.52
12.49
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Nú
mero
de In
terr
up
cio
nes
Evolución Anual de Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI)Según Naturaleza
Programado No Programado R.C. Esperado Total
22.62 24.5635.93
57.99
88.99
62.6816.4526.47
181.63
36.60
23.63
21.67
39.0751.43
217.56
94.78
113.06
84.35
53.24
38.29
26.52
42.14 40.21
25.98
0.00
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Du
ració
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Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI)Según Naturaleza
Programado No Programado R.C. Esperado Total
36
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 3
SIST. ELECT. CHINCHA BAJA DENSIDAD / Instalación Causante y
Responsabilidad
Propias42.57%
Terceros40.20%
Otras Empresas
Eléctricas15.73%
Fenómenos Naturales
1.50%
Responsabilidad de la Frecuencia Promedio de Interrupciones por Usuario - Total: 23.1
Interrupciones Promedio
Transmisión53.22%
Distribución46.78%
Frecuencia Promedio de Interrupciones año 2010 Segun Instalación Causante - Total: 23.1
Interrupciones Promedio
Transmisión72.61%
Distribución27.39%
Duración Promedio de Interrupciones del año 2010 Segun Instalación Causante - Total: 84.4
Horas Promedio
Otras Empresas
Eléctricas42.42%
Propias40.58%
Terceros15.19%
Fenómenos Naturales
1.81%
Responsabilidad de la Duración Promedio de Interrupciones por Usuario - Total: 84.4 Horas
Promedio
37
SISTEMAS ELECTRICOS CRITICOS ST 3
SIST. ELECT. CHINCHA BAJA DENSIDAD / Causas Predominantes (Alim. MT)
Por mantenimiento
33.4%
Contacto accidental con
línea12.7%
Aves11.8%
Otros - Propio9.5%
Por Mantenimiento
9.1%
Impacto vehicular
8.9%
Por reforzamiento
Otras E.E.8.8%
Caída conductor red
2.9%Otros - Terceros2.8%
Incidencia de las causas de la frecuencia de Interrupciones (ALIM.MT)
Por mantenimiento
46.3%
Por reforzamiento
Otras E.E.26.9%
Por Mantenimiento
13.3%
Contacto accidental con
línea6.2%
Impacto vehicular
3.9%
Otros - Propio1.5%
Aves0.9%
Otros - Terceros0.5%
Caída conductor red
0.4%
Incidencia de las causas de la duración deInterrupciones (ALIM.MT)
38
SISTEMA ELÉCTRICO CHINCHA BAJA
DENSIDADPor Mantenimiento y
reforzamiento de redes
Fallas en el sistema de
transmisión de REP
COMPENSACIONES POR NORMA TÉCNICA DE CALIDAD
DE LOS SERVICIOS ELÉCTRICOS (NTCSE)
S/. 12,670
S/. 72,198
S/. 186,231S/. 190,593
S/. 0
S/. 50,000
S/. 100,000
S/. 150,000
S/. 200,000
S1-2009 S2-2009 S1-2010 S2-2010
Compensaciones por NTCSE 2009 - 2010
BT
MT
Total
Semestre BT MT Total
S1-2009 S/. 5,042 S/. 7,629 S/. 12,670
S2-2009 S/. 36,734 S/. 35,464 S/. 72,198
S1-2010 S/. 101,895 S/. 84,336 S/. 186,231
S2-2010 S/. 85,792 S/. 104,801 S/. 190,593
Total S/. 229,464 S/. 232,229 S/. 461,693
Compensación (US$)
Compensaciones por NTCSE
ELECTRODUNAS
Nº Usuarios 177,818
Comp. Total S/. 461,693.00
Comp. por Usuario S/. 2.60
Compensación 2009 - 2010
10 CV S/mes
MULTAS APLICADAS A ELECTRODUNAS S.A.A.
AÑO 2009 y 2010
42
Nº TEMA SANCIÓN MONTO ESTADO
1 Procedimiento Nº 005 Multa S/. 2,228.80 En Ejecutoría Coactiva
2 Procedimiento Nº 161 Multa S/. 5,841.12 Pagada
3 Procedimiento Nº 377 Amonestación Concluido
4 Procedimiento Nº 193 Multa S/. 5,401.84 Pagada
5 Procedimiento Nº 152 Amonestación Concluido
6 Procedimiento Nº 011 Multa S/. 68,064.71 Pagada
7 Procedimiento Nº 264 Multa S/. 32,400.00 En Ejecutoría Coactiva
8
Determinación del
Porcentaje Máximo de
Alumbrado y de sus
Alicuotas mensuales
Multa S/. 18,000.00 Pagada
9Observaciones
ambientalesMulta S/. 18,000.00 Apelación
10 Procedimiento Nº 193 Multa S/. 1,775.00 Pagada
11 Procedimiento Nº 078 Multa S/. 18,000.00 En Ejecutoría Coactiva
12 Procedimiento Nº 193 Multa S/. 51,231.66Agotada la vía administrativa
En Ejecutoría Coactiva
13
Incumplimientos relativos a
contribuciones
reembolzables
Multa S/. 32,400.00 Apelación
14 Accidentes Multa S/. 10,800.00 En Ejecutoría Coactiva
15 Procedimiento Nº 182 Multa S/. 14,400.00 Pagada
TOTAL S/. 278,543.13
RELACIÓN DE SANCIONES IMPUESTAS A ELECTRO SUR MEDIO S.A.A. - AÑO 2009
De un total de 15
sanciones impuestas, el
40% (6 sanciones) fueron
pagadas, mientras que el
33.3% se encuentra en
Ejecutoría Coactiva.
43
S/. 100,000.00
S/. 150,000.00
S/. 200,000.00
S/. 250,000.00
S/. 300,000.00
2009 2010
Multas a Electrodunas S.A.A.TEMA SANCIÓN MONTO ESTADO
1 Procedimiento Nº 011 Multa S/. 10,780.84 Pagada
2 Procedimiento Nº 193 Multa S/. 15,264.00 Pagada
3 Procedimiento Nº 377 Amonestación Concluido
4 Accidentes Multa S/. 10,800.00 Pagada
5 Accidentes Multa S/. 10,800.00 Pagada
6 Procedimiento Nº 680 Multa S/. 27,175.88 Reconsideración
7 Procedimiento Nº 324 Multa S/. 91,728.94 Apelación
TOTAL S/. 166,549.66
RELACIÓN DE SANCIONES IMPUESTAS A ELECTRO SUR MEDIO S.A.A. - AÑO 2010
De un total de 7 sanciones impuestas, 4 sanciones (57%)
fueron pagadas, 1 se encuentra en apelación y 1 se encuentra
en reconsideración
44
ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTASSISTEMAS ELÉCTRICOS ST
Nº
CLIENTES
2010CAUSAS
INCIDENCIAALTERNATIVA DE SOLUCIÓN
SAIFI SAIDI % SAIFI % SAIDI
HUAYTARÁ-CHOCORVOS 5 4663 47.50 290.19
Otros - Fenómenos Naturales 8.37 32.51
Mejorar la explotación de l sistema eléctrico Art. 31b LCE, Evaluar
instalación de grupos electrógenos de reserva, alternativa de alimentación
desde S.E. Independencia en 22,9 kV.
Caída conductor red 12.01 12.36
Descargas atmosféricas 25.79 10.91
Hurto de conductor eléctrico 3.96 7.15
Bajo nivel de aislamiento 2.15 6.93
Falla equipo 1.88 6.32
Fuertes vientos 14.45 6.18
PISCO 2 23788 37.7884 96.6674
Por reforzamiento de redes - Propio 15.03 31.19Nuevo tramo de línea entre la SET Independencia hasta la Derivación
Paracas a fin que se empalme con la línea existente hasta la SET
Paracas. Este nuevo tramo de línea consistiría en el montaje de un solo
circuito de 120 mm2 sobre soportes preparados para dos ternas, a fin que
en un futuro pueda reforzarse esta línea mediante el montaje del segundo
circuito. La línea entre la SET Paracas y la SET Alto La Luna debe formar
un anillo con la SET Independencia por razones de confiabilidad.
Hurto de conductor eléctrico 14.40 22.95
Por reforzamiento de redes - Otras
E.E. 2.58 13.50
Impacto vehicular 22.41 9.21
Vandalismo 8.76 6.41
Otros - Propio 10.00 3.96
Por Mantenimiento - Propio 1.88 3.00
PUQUIO RURAL 5 4699 39.4954 87.8968
Descargas atmosféricas 59.88 34.14Reforzar el tramo de línea existente de Derivación El Carmen a la SET El
Carmen mediante el cambio de conductor de 70 mm2 por otro de 120 mm2
e implementar en ese mismo tramo la segunda terna con conductor de
120 mm2, así como la implementación de la segunda terna de Derivación
Pedregal a la SET Pedregal mediante la implementación de la segunda
terna con conductor de 120 mm2.
Por reforzamiento de redes - Propio 10.06 24.72
Fuertes vientos 8.96 9.25
Por Mantenimiento - Otras E.E. 2.70 8.10
Falla sistema interconectado 5.46 5.64
Bajo nivel de aislamiento 1.89 4.88
Otros - Otras E.E. 2.80 4.71
CHINCHA BAJA DENSIDAD 3 5880 23.1112 84.355
Por reforzamiento de redes - Otras
E.E. 5.54 22.00
Mejorar la explotación de l sistema eléctrico Art. 31b LCE, Evaluar
mantenimiento en caliente y la instalación de grupos electrógenos de
reserva.
Por Mantenimiento - Propio 10.25 20.88
Por reforzamiento de redes - Propio 10.91 17.01
Por Mantenimiento - Otras E.E. 5.77 10.85
Impacto vehicular 15.68 8.37
Contacto accidental con línea 8.51 5.17
Otros - Propio 12.23 5.12
MONITOREO DE INTERRUPCIONES EN SISTEMAS
ELÉCTRICOS CRÍTICOS
VERIFICACIÓN DE AVANCE DEL PLAN DE ACCIÓN DE ELECTRODUNAS – SISTEMA
ELÉCTRICO HUAYTARÁ-CHOCORVOS
I Trimestre II Trimestre IV Trimestre
Revisión y reparación línea MT 22 kV derivación Ticrapo Ene-10 Ene-10 Concluido
Revisión y reparación línea MT 22 kV derivación Tambo-
QuisuarpampaFeb-10 Feb-10 Concluido
Despeje de vías línea MT 22 kV derivación a Aurahua-Chupamarca Feb-10 Feb-10 Concluido
Despeje de vías línea MT 22 kV derivación a Cusicancha Feb-10 Feb-10 Concluido
Revisión y reparación línea MT 22 kV derivación Pauranga Mar-10 Mar-10 Concluido
Despeje de vías línea MT 22 kV derivación Chiris y Vischincha Mar-10 Mar-10 Concluido
Remodelación línea MT 22 kV Caudalosa-Pacococha (Línea Nueva) Abr-10 Jun-10 En Ejecución En Ejecución 80 % de avance
Mantenimiento preventivo y correctivo en la localidad de Santiago de
Chocorvos y anexosAbr-10 May-10 Concluido
Mantenimiento preventivo y correctivo en la localidad de Huaytará y
anexosMay-10 Jul-10 En Ejecución No indica
Mantenimiento preventivo y correctivo en la localidad de
Castrovirreyna y anexosJul-10 Sep-10 En Ejecución En Ejecución 75 % de avance
Mantenimiento preventivo y correctivo en la localidad de Ticrapo y
anexosSep-10 Oct-10 No Ejecutado En Ejecución 60 % de avance
Mantenimiento preventivo y correctivo en la localidad de Huachos y
anexosOct-10 Nov-10 No Ejecutado En Ejecución 50 % de avance
Mantenimiento preventivo y correctivo en la localidad de Tantará y
anexosNov-10 Dic-10 No Ejecutado En Ejecución 50 % de avance
PLAN DE ACCIÓN PRESENTADO POR ELECTRODUNAS S.A.A.
PARA EL AÑO 2010
FECHA DE
INICIO
FECHA DE
FIN
Situación ActualComentarios
Gerencia de Fiscalización Eléctrica
GRACIAS
47
Alternativa de Solución
Sistema Eléctrico PISCO
Alternativa de Solución
Sistema Eléctrico CHINCHA