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1

Mayo 19 de 2011Medellín- Colombia

2

1. Generalidades del SDL

1.1. Ubicación en la Estructura de EPM

1.2 . Ámbito Geográfico

1.3. Activos

2. Comportamiento del SDL

3. Marco Regulatorio

4. Proceso “Operar el SDL”

5. Manejo Avanzado de la Red - MAR

3

GrupoEmpresarial

GruposEstratégicosde Negocios

Industrias/Negocios

(Matriz – Filial)

Direccionamiento Estratégico Grupo Empresarial EPM

Gen

erac

ión

En

ergí

a

Tran

smis

ión

y

Dis

trib

uci

ón

En

erg

ía

Co

mer

cial

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Central Hidroeléctrica de Caldas

Empresa Eléctrica del Quindío

Electrificadora de Santander S.A.

Centrales Eléctricas del Norte de Santander

Empresa Eléctrica del Norte

Distribuidora Eléctrica del Sur S.A.

Empresa Eléctrica de Guatemala

4

Sub

gere

nci

aÁ

rea

Ge

ren

cia

Transmisión y Distribución

Comercial Transmisión y Distribución

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Redes Transmisión

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Redes Distribución

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Cal

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5

Transmisión y Distribución

Redes distribución

Operación y CalidadO

per

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Subgerencia

Área

Gerencia

Equipos

6

La prestación del servicio de energía eléctrica y sus servicios complementarios seefectúa mediante las siguientes actividades:

• Transmisión de Energía, comprende el transporte de energía a través de laslíneas de transmisión con tensión igual o superior a 230 kv, que hacen parte delSistema de Transmisión Nacional, STN, y las subestaciones de transformaciónque sirven al Sistema de Transmisión Regional, STR y Distribución Local, SDL.EPM tiene una participación del 6.7% en el mercado nacional. La remuneraciónde esta actividad se hace mediante cargos por uso del STN o anualidades,aprobadas por la CREG a los Transportadores.

• Distribución de Energía, corresponde al transporte de energía desde lasconexiones al STN a través de los STR y SDL, hasta los clientes finales.

• Comercialización de Energía, es la compra y venta de energía y la prestación detodos los servicios asociados para la atención de los clientes del MercadoRegulado, MR.

7

Ámbito de Cobertura

Municipios atendidos 124

Área Atendida km 2 60.728

Total Clientes 1,807,646

% Urbanos 80.7%

% Rurales 19.3%

Cobertura Urbana 98.12%

Cobertura Rural 85.14%

Clientes por km2 29.8

Oficinas de Atención 142

9

DEPARTAMENTO DE ANTIOQUIA

ADE Norte

Norte Metropolitano

Bajo Cauca

Uraba

Norte

ADE SUR

SurMetropolitano

Suroeste

Oriente

ADE CENTRO

CentroMetropolitano

Occidente

Nordeste

Magdalena Medio

10

ACTIVOS2011

(Marzo)SUBESTACIONES 134

CIRCUITOS A 44 Kv. 114

CIRCUITOS A 13.2 Kv 749TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN 109,565MVA INSTALADOS EN DISTRIBUCIÓN 5,073

TOTAL LINEAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN (km) 66,064

Líneas a 220kV - km 805Líneas a 110kV - km 1,338Lineas a 44 kV - km 1,936

Líneas a 13.2 kV- - km 30,483Líneas a 240/120 V - km 31,503

11

OTROS COMERCIALIZADORESNúmero de

Clientes

ENERGÍA EMPRESARIAL DE LA COSTA 7

DICEL 7

ENERGÍA EFICIENTE 12

EMCALI 4

EMGESA 23

EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO 1

ENERTOTAL 193

FACC / ENERMONT 217

GECC / GECELCA 1

GNCC / VATIA 41

ISGC / ISAGEN 45

RTQC / RUITOQUE 1

HZEC / HZ ENERGY 3

Total 555

CLIENTES POR GRUPO DE CALIDAD Y NIVEL DE TENSION

GRUPO DE CALIDAD NIVEL_TENSION TOTAL CLIENTES

1

1 988,560

2 685

3 71

Total 989,320 4 4

2

1 73,985

2 53

3 7

Total 74,045 4 0

3

1 395,146

2 206

3 23

Total 395,376 4 1

4

1 348,661

2 199

3 35

Total 348,905 4 10

TOTAL 1,807,646

CLIENTES DEL OPERADOR EPM

CLIENTES NO REGULADO REGULADO TOTAL

EPM COMERCIALIZADOR 697 1,806,394 1,807,091

OTROS COMERCIALIZADORES 148 407 555

TOTAL 845 1,806,801 1,807,646

UBICACIÓN CLIENTES

URBANOS RURALES

1,458,741 348,905

12

EQUIPOCENTRO

METROPOLITANONORTE

METROPOLITANONORTE Y B.CAUCA

NORDESTE OCCIDENTE ORIENTE SUROESTE URABÁSUR

METROPOLITANOTOTAL

GENERAL

CAPACITORES 1 1 2 4

SECCIONAMIENTOS 5030 5946 1331 1946 1550 5304 2748 1880 6456 32191

ENTRADAS Y SALIDAS

187 105 2 5 116 415

SALIDAS DE CIRCUITO

222 262 45 65 37 115 90 55 238 1129

REGULADORES 4 15 1 3 23

BOBINAS 9 1 107 117

RECONECTADORES 22 74 33 30 13 45 31 25 17 290

SUICHES REMOTOS 27 29 57 113

SUICHES LOCALES 61 43 2 99 205

TOTAL POR ZONA 5554 6475 1410 2041 1602 5470 2871 1965 7032 34420

Fuente: Tabla de MAR, Red de Elementos

13

Fuente: RAE13CIR

ZONA 13.2kv 44kv 7.6kvTOTAL

CIRCUITOS

SUR 276 60 336

CENTRO 226 35 3 264

NORTE 211 34 245

TOTAL CIRCUITO 713 129 3 845

C32%

N29%

S39%

TOTAL CIRCUITOS POR ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN (13.2 KV)

C27%

N26%

S47%

TOTAL CIRCUITOS POR ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN (44 KV)

14

Fuente: RAE70TRA

ZONA TOTAL S/E

CENTRO 37NORTE 44

SUR 53Total general 134

C28%

N33%

S39%

DISTRIBUCIÓN SUBESTACIONES POR ZONA

MERCADO TOTAL SUBESTACIONES

METROPOLITANO 45CENTRO 12NORTE 15SUR 18

REGIONAL 89CENTRO 25NORTE 29SUR 35

Total general 134

15

MEDIO DE COMUNICACIÓN TOTAL GENERAL

GPRS 52FIBRA ÓPTICA 36NO COM 16SATELITAL 15PLC 11OPERADOR 3MICROONDAS 1

Total Subestaciones 134

GPRS39%

FIBRA OPTICA27%

NO COM12%

SATELITAL11%

PLC8%

OPERADOR2% MICROONDAS

1%

Comunicación con las Subestaciones

16

2008 2009 2010 2011

10,432 11,560

13,483

16201

Solicitudes de trabajo programadas por año

2008 2009 2010 2011

Se proyecta para el año 2011, 16.201 solicitudes de trabajo programadas

17

S40%

N37%

C23%

FALLAS TEMPORALES POR ZONAZONA 2009 2010 TOTAL FALLAS

SUR 3,594 5,094 8,688

NORTE 3,315 4,846 8,161

CENTRO 1,992 3,568 5,560

TOTAL FALLAS 8,901 13,508 22,409

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

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C N S

FALLAS MENORES A UN MINUTO POR SUBREGIÓN

2009 2010

Fuente: MAR

18

CLASIFICACIÓN CREG ESPECIAL SDL SDL (S/E) STN STRTOTAL

APERTURAS

NO PROGRAMADO 456 13142 251 631 14480

PROGRAMADO 910 365 1275

TERCEROS 63 71 3725 3859

TOTAL APERTURAS 456 14115 616 702 3725 19614

456 0 0

13142

91063251 365 0

6310 710 0

3725

NO PROGRAMADO PROGRAMADO TERCEROS

NÚMERO DE APERTURAS POR SISTEMA 2010ESPECIAL SDL SDL (S/E) STN STR

Aperturas de Circuitos de Acuerdo al Sistema y Clasificación CREG

19

8852

2683

1845 1476

723 744349 338 348 378 413 432 241 196

7813

15072281

927 823 769 631 497 333 276 227 151 312 348

86 043 020 040 030 033 052 071 008 044 003 038 029 039

CAUSAS DE APERTURAS MAS REPRESENTATIVAS

2009 2010

CODIGOS DESCRIPCION DEL CODIGO SISTEMA

086 APERTURA POR FALLA DE LINEA DE SUBTRANSMISION DE DISTRIBUCIÓN SDL

043 APERTURA POR FALLA EN LINEAS DE TRANSMISION DEL STN Y STR STR

020 APERTURA POR CONDICIONES ATMOSFERICAS SDL

040 APERTURA POR MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DEL STN Y STR STR

030 APERTURA POR PRECAUCION SDL

033 APERTURA POR FALLA EN EQUIPOS DEL STN Y STR STR

052 APERTURA POR INDISPONIBILIDAD DE ACTIVOS DE CONEXION EN EL (S.I.N) STN

071APERTURA POR MANIOBRA INVOLUNTARIA DE PERSONAL DE EE.PP.M. TRABAJANDO SOBRE REDES ENERGIZADAS O CERC

SDL

008 APERTURA POR ARBOL O RAMA SOBRE LINEAS SDL

044 APERTURA POR MANTENIMIENTO EN LINEAS DE TRANSMISION DEL STN Y STR STR

003 APERTURA POR LINEA PRIMARIA ROTA SDL

038 APERTURA POR FALLA EN PROTECCIONES DEL STN Y STR STR

20

TIPO DE SOLICITUD METROPOLITANO REGIONALTotal Eventos

(llamadas)

FALTA ENERGIA EN EL SECTOR 30,511 56,522 87,033

FALTA SERVICIO EN INSTALACION 10,880 11,019 21,899

PROBLEMAS INSTALACION PREPAGO

8,612 137 8,749

LINEAS ROTAS O CHISPEANDO 4,864 2,894 7,758

NOVEDAD EN POSTE 3,774 3,135 6,909

FALTA FASE EN INSTALACION 4,602 1,906 6,508

LINEAS EN PELIGRO 3,993 1,813 5,806

VOLTAJE OSCILANDO EN INSTAL 3,005 1,638 4,643

VOLTAJE OSCILANDO EN SECTOR 2,007 1,991 3,998

FALTA FASE EN EL SECTOR 1,834 1,345 3,179

NOVEDAD EN TRANSFORMADOR 1,730 666 2,396

PODA DE ARBOLES 1,024 803 1,827

CASA,POSTE,CAJA,ETC.,ELECTRIZ 697 124 821

OTRAS (PRECISAR ALTERACION 605 201 806

FUMIGAR ABEJAS 700 89 789

Total general 80,107 84,720 164,827

21

ZONA METROPOLITANO REGIONAL TOTAL DAÑOS

CENTRO 8421 14868 23289

NORTE 13834 13544 27378

SUR 8256 28110 36366

TOTAL EVENTOS DAÑOS

30511 56522 87033

C27%

N31%

S42%

ATENCIÓN DAÑOS POR ÁREA DE DISTRIBUCIÓN

Atención Sectores sin Servicio

22

Rangos de Tiempo de Atención de los Eventos

RANGOS DE TIEMPO DE ATENCIÓN

METROPOLITANO REGIONALTOTAL CANTIDAD

DE EVENTOSPORCENTAJE

DEL TOTAL (%)ACOMETIDASSECTORES SIN

SERVICIOACOMETIDAS

SECTORES SIN SERVICIO

MENOR A 0 3587 3042 1186 5106 12921 7.8

ENTRE 0 Y 10 MIN 31100 24395 19871 40724 116090 70.4

ENTRE 10 Y 20 MIN 5974 1825 2760 4511 15070 9.1

ENTRE 20 MIN Y 1 HORA 2552 428 1365 1705 6050 3.7

ENTRE 1 Y 2 HORAS 4394 525 1945 2973 9837 6.0

ENTRE 2 Y 5 HORAS 1880 238 884 1173 4175 2.5

ENTRE 5 Y 10 HORAS 74 35 137 198 444 0.3

MAYOR A 10 HORAS 35 23 50 132 240 0.1

Cantidad de eventos 49596 30511 28198 56522 164827 100

23

MENOR A 08%

ENTRE 0 Y 10 MIN70%

ENTRE 10 Y 20 MIN9%

ENTRE 20 MIN Y 1 HORA4%

ENTRE 1 Y 2 HORAS6%

ENTRE 2 Y 5 HORAS3%

ENTRE 5 Y 10 HORAS0%

MAYOR A 10 HORAS0%

Rangos de Tiempo de Atención de los Eventos

24

CLASE DE NORMA

ORIGEN DE LA NORMA

NÚMERO DE LA NORMA

FECHA DE EXPEDICIÓN(dd/mm/aaaa)

TITULO DE LA NORMA

LEY EXTERNA 142 1994-07-11"Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones"

LEY EXTERNA 143 1994-07-11"Por la cual se establece el régimen para la generación , interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética"

RESOLUCIÓN EXTERNA 24 2005-04-26Modificación de Normas de calidad de la Potencia Eléctrica aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica.

RESOLUCIÓN EXTERNA 16 2007-02-26Modificación parcial de la Resolución CREG 024 de 2005 que establece las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a la Distribución de Energía Eléctrica.

RESOLUCIÓN EXTERNA 25 1995-07-13Por la cual se establecen los Indicadores de Calidad DES y FES para el año 1 del Periodo de Transición de que trata el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica

RESOLUCIÓN EXTERNA 61 2006-07-30Por la cual se modifica y adiciona el Código de Redes (Resolución CREG-025 de 1995), en los aspectos relacionados con la Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia.

RESOLUCIÓN EXTERNA 70 1998-05-28 Reglamento de Distribución

RESOLUCIÓN EXTERNA 80 1999-12-22Funciones de planeación, coordinación supervisión y control entre el Centro Nacional de Despacho (CND) y los agentes del SIN.

RESOLUCIÓN EXTERNA 84 2002-12-30Periodo de Transición del que trata el Reglamento Distribución y complemento de algunas disposiciones.

RESOLUCIÓN EXTERNA 89 1999-12-22Normas Relacionadas con el periodo de transición del que trata el reglamento de Distribución.

RESOLUCIÓN EXTERNA 96 2000-11-30Periodo de Transición del que trata el Reglamento Distribución y complemento de algunas disposiciones.

RESOLUCIÓN EXTERNA 116 1998-11-06 Limitación de Suministro a Comercializadores y/o Distribuidores Morosos.RESOLUCIÓN EXTERNA 119 1998-12-01 Complemento del Estatuto de RacionamientoRESOLUCIÓN EXTERNA 217 1997-11-19 Estatuto de RacionamientoRESOLUCIÓN EXTERNA 180498 2005-04-29 Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE)

CIRCULAR EXTERNA 2 2005-06-02Reporte de información complementaria técnica, comercial y administrativa para el cálculo de los indicadores de calidad DES y FES.

DECRETO INTERNA 1499 2005-05-19 Contrato de Condiciones Uniformes

TÉCNICA INTERNA RA9-001 2009-07-01Conexión y operación de generadores y autogeneradoresen el sistema de distribución local de Empresas Públicas

RESOLUCIÓN EXTERNA 113 2003-12-18 Se dictan normas complementarias sobre Calidad del ServicioRESOLUCIÓN EXTERNA 103 2004-12-28 Se dictan normas complementarias sobre Calidad del ServicioRESOLUCIÓN EXTERNA 97 2008-06-26 Se dictan normas sobre los nuevos cálculos de indicadores de Calidad del Servicio

25

CLASE DE NORMA

ORIGEN DE LA NORMA

NÚMERO DE LA NORMA

FECHA DE EXPEDICIÓN

(dd/mm/aaaa)TITULO DE LA NORMA

RESOLUCIÓN EXTERNA 133 2008-10-28Se aclaran y corrigen algunas disposiciones de la resolución CREG097/2008. Se aclara el esquema de incentivos y compensaciones a lacalidad del servicio del SDL

RESOLUCIÓN EXTERNA 098 2009-09-22Se aclara procedimiento para el cálculo del EPU utilizado para el cálculo deÍndices Trimestrales Agrupados de la Discontinuidad.

RESOLUCIÓN EXTERNA 043 2010-03-16Se aclaran disposiciones de la Resolución CREG 097/2008, relacionadascon la calidad de servicio y se adoptan disposiciones complementaras adicha resolución

RESOLUCIÓN EXTERNA 067 2010-05-13Se aclaran y corrigen algunas disposiciones de las resoluciones 097/2008 y098/2009 relacionadas con la calidad del servicios del SDL

RESOLUCIÓN EXTERNA 117 2010-08-03Se establecen Índices de referencia de la Discontinuidad de EmpresasPublicas de Medellín

RESOLUCIÓN EXTERNA 20081300008505 2004-12-28Se establecen condiciones para el reporte de accidentes de origeneléctrico

RESOLUCIÓN EXTERNA 20102400008055 16-03-2010 Se establecen condiciones para el reporte de lo nuevos formatos quecontienen la información de indicadores y usuarios del SDL

RESOLUCIÓN EXTERNA 20102400026285 30-06-2010 Se establecen condiciones para el reporte de lo nuevos formatos quecontienen la información de indicadores y usuarios del SDL

RESOLUCIÓN EXTERNA 2 2005-01-01Se establecen condiciones para el reporte de accidentes de origeneléctrico

TÉCNICA INTERNA RA7-034 2009-08-01 Determina todas las características de los elementos de marcación

TÉCNICA INTERNA RA6-020 2009-09-01Determina normas para la marcación de Redes Eléctricas del Sistema deDistribución Local

RESOLUCIÓN EXTERNA 180466 2004-04-18 Se establece el reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIERESOLUCIÓN EXTERNA 181294 2008/008/06 Se Modifica reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE

26

A partir del 1 octubre de 2010 nos acogemos a la Resolución CREG 097 de 2008

Requisitos:

1. Vinculación de los usuarios a transformadores y circuitos.

2. Sistema de gestión de distribución integrados(CONTACT CENTER-MAR- SCADA).

3. Permiso del Liquidador de Acuerdos Comerciales (LAC) para el acceso directo a lasbases de datos.

4. Certificación del proceso bajo la norma ISO 9001: 2008

5. Tele medición de elementos de corte y maniobra en cabecera de circuitos.

27

CIERRE DE EVENTOS EN EL SDL

EVENTOSPROGRAMADOS

NOPROGRAMADOS

STPMAR

CONSIGNACIONES AOTGOM

MR MM

ACOMETIDAS SECTORES SCADA

ACOMETIDAS SECTORES SCADA

MAR

28

ROLGESTIÓN

SECTORES

ROLOPERACIÓN

SDL

CONSOLA 2

CONSOLA 1

CONSOLA 4

CONSOLA 3

CONSOLA 6

CONSOLA 5

Area de DistribuciónElectica Norte

Area de DistribuciónElectica Centro

Area de DistribuciónElectica Sur

Apoyo Call Center

CONSOLA 7

Ingeniero aCargo de la Sala

29

Operación del Sistema de Distribución Local

Descripción

Es la realización de las actividades de: planeación operativa,coordinación operativa, ejecución operativa, supervisión operativa, yanálisis post operativo asociado al sistema de distribución de energíaen los niveles de tensión I, II y III.

Objetivo

Mantener la continuidad, garantizar la calidad y la seguridad en laprestación del servicio de energía eléctrica.

30

Se consideran clientes del Servicio de Operación del SDL a:

• Comercializadores del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

• Usuarios del mercado regulado y no regulado conectados a la red.

31

OPERACIÓNCLD

1 - 2 - 3 – 4 - 5

INGENIERIA DE LA OPERACIÓN

1 - 2 - 5

CENTRO DE INFORMACIÓN REDES

ENERGÍA

1

CALIDAD E INFORMACIÓN

5

3 SUPERVISIÓN

1 PLANEACIÓN

2 COORDINACIÓN

4 EJECUCIÓN

5 ANÁLISIS POST

- OPERATIVO

32


Planeación operativa del

SDL

Coordinación operativa del

SDL

Supervisión operativa del

SDL

Análisis post operativo del SDL

Ejecución operativa del

SDL

Con el SENA se esta trabajando en la elaboración de una Norma por

cada una de estas actividades, para formar una capitulación del

proceso. Se presentará en la mesa sectorial

de energía

El trabajo anterior apunta a la creación del Centro de Formación

de Operadores para un CLD.

33Prestación de Servicios de Energía Eléctrica


Planeación operativa del

SDL Actualizar y mantener información gráfica y alfanumérica del sistema

Recopilar información

Definir y analizar planes de contingencia

Definir planes de Racionamiento

Definir esquema de deslastre de cargas

Definir protecciones de la red

Determinar puntos de ubicación óptima de los equipos especiales

34

ÓRDENESDE

TRABAJO

CONSTRUCCIÓN

ANÁLISIS YDISEÑO

GEOMEDIA

PLANEACIÓNCYMDIST

OPERACIÓN YMANTTO

MAR

BASE DE DATOS

CARTOGRAFIA YTOPOLOGIA DE

LAS REDES

ENERGÍA

PÉRDIDASSICOPER

COMERCIAL

35

RED PRIMARIA SUBTERRÁNEA

RED ALUMBRADO PÚBLICO

SISTEMA DE LA MALLA SECUNDARIA

SISTEMA SELECTIVO PRIMARIO

INFRAESTRUCTURA CIVIL, POSTES

RED SECUNDARIA AÉREA Y SUBTERRÁNEA

RED PRIMARIA AÉREA

RED DE TRANSMISIÓN Y SUBTRANSMISIÓN

36

DE CONSULTA

DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS ESPACIALES

DESARROLLO

GNETVIEWERGEOMEDIAGDESIGNEROTRAS

HERRAMIENTAS

SERVIDOR DEPRODUCCIÓN

CARTOGRAFIA YTOPOLOGIA DE

LAS REDES

SIGMA

37

2. DEFINICIÓN DE ROLES Y PERFILES PARA CADA TIPO DE USUARIO

4. DEFINICIÓN DE POLÍTICAS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA ACTUALIZACIÓN Y EL MANTENIMIENTO DE LA INFORMACIÓN.

PARÁMETROS ASOCIADOS A LA INFORMACIÓN

Calidad

Confiabilidad

Integridad

Seguridad

Oportunidad

1. CAPACITACIÓN DE USUARIOS

PRODUCCIÓNANÁLISISCONSULTA

3. DESARROLLO DE FUNCIONALIDADES Y APLICACIONES SOBRE ESTE SISTEMA

38

Prestación de Servicios de Energía Eléctrica


Coordinación operativa del

SDL

Analizar solicitud de trabajos programados

Programar la ejecución del plan de racionamiento

Gestionar aperturas no programadas de circuitos

Analizar y programar transferencia de cargas

Programar puesta en servicio de activos nuevos o reconfiguración de existentes.

39Prestación de Servicios de Energía Eléctrica


Ejecución operativa del

SDL

Consignar equipos y circuitos

Ejecutar maniobras locales y remotas


Supervisión operativa del

SDL

Monitorear variables de la calidad de la potencia

Monitorear variables operativas

Monitorear eventos MAR

Documentar novedades

40

Prestación de Servicios de Energía Eléctrica


Análisis post operativo del

SDL

Gestionar información operativa

Generar informes operativos

Solicitar adecuaciones sobre la red

Calcular indicadores calidad del servicio (Módulo de MAR)

Elaborar informes de calidad del servicio(Módulo de MAR)

Elaborar reporte de calidad de la potencia(ION ENTERPRISE)

41

D3 ………………..........Dn

0:00 24:00 24:00 12:00 12:00 12:00

9:00 9:00

• Eventos Terminados

• Eventos en Curso de un día a otro

• Número del evento, duración apertura, causa, código del

elemento

D1 D2

42

DES GRUPO 1

AÑO 2007 2008 2009 20102011 Acumulado a

marzo

Unificado 1.38 1.20 1.19 1.17 0.16Meta EPM 1.5 1.50 1.50 1.19 1.17

DES GRUPO 2,3, 4

AÑO 2007 2008 2009 20102011 Acumulado a

marzo

Unificado 16.46 19.39 17.91 14.63 2.17

Meta EPM 18.00 18.00 18.00 17.91 14.63

FES GRUPO 1

AÑO 2007 2008 2009 20102011 Acumulado a

marzo


FES GRUPO 2,3, 4

AÑO 2007 2008 2009 20102011 Acumulado a

marzo


43

MDE

Facturador)STP

FENIXMM

OPENMM

G/NetViewer

Modulo Operación

Tiempo Real

GDE

Conectividad (cliente, trafo, cto)

Ingres Nuevos Clientes

MAR

PlaneaciónDiseño

ConstrucciónOperación(Estable)

MODULO

44

Módulos Básicos del DMS

• Identificar cliente

• Informar eventos en la zona

• Informar suspensión

• Registrar llamada

• Agrupar llamadas cercanas y generar OT

• Visualizar estado sistema• Registrar / Actualizar aperturas• Determinar puntos probables de falla• Anexar bloqueos• Manejar aperturas programadas• Call Center Operativo

• Asignar cuadrilla

• Registrar tiempos y trabajos• Asignar código• Suspender, cancelar, juntar o

partir OT• MAR Móvil

• Consultar / Actualizar información red

• Elaborar reportes de operación (llamadas, OTs, aperturas, etc.

• Indicadores de Calidad del Servicio• Indicadores de Calidad de la

Potencia

46

• Identificar cliente• Informar eventos en la zona• Informar suspensión• Registrar llamada• Agrupar llamadas cercanas y

generar OT

47

• Visualizar estado sistema• Registrar / Actualizar aperturas• Determinar puntos probables de

falla• Manejar aperturas programadas

48

• Asignar cuadrilla

• Registrar tiempos y trabajos• Asignar código• Suspender, cancelar, juntar o partir

OT

49

• Compensación FES/DES

• Compensación ITAD• Informes LAC: día, mes, trimestre• Indicadores Internacionales• Clientes afectados• Otros

51

Call Center Operativo

Terminales, Smart Phone ó

celularesPersonal Operativo

ADE’S

Teléfonos Fijos o Celu - Fijos

Personal Operativo

ADE’S

EQUIPOS MOVILES

52

5862638695 45051

73842

42013

85525

54941 5055466932 69861 63290

74327 76127 70004

104566

61752

115144

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

CLIENTES AFECTADOS POR DAÑOS ENERGÍA EN 2011

2011

Semanas: Enero - Abril de 2011

54

AICARDO HERRERA MUÑOZ Jefe Área Operación y Calidad

Empresas Públicas de MedellínAntioquia- Colombia

[email protected]

mayo 19 de 2011 de... · 2017-08-02 · c 32% n 29% s 39% total circuitos por ... 333 276 227 151...

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