Capítulo I: Perturbaciones en Distribución La normativa técnica de la Autoridad Reguladora AR-NT-SUCOM: Supervisión de la Comercialización del Servicio Eléctrico en Baja y Media Tensión define una perturbación como “una perturbación eléctrica describe el total acontecimiento que se inicia con una avería y termina con el restablecimiento de las condiciones normales de operación de la red de distribución y por ende de las condiciones previas a la avería, en lo que respecta a la calidad en el suministro eléctrico”. En el servicio de distribución de energía, los reportes de perturbación se registran al ingresar en el Sistema Comercial AXIS. Luego de atender y cerrar los reportes, el personal del Centro de Control de Energía Eléctrica procede a llenar las Bitácoras de Perturbaciones, que permiten clasificar la información de forma congruente con lo solicitado por la Autoridad Reguladora. Las perturbaciones se analizan según su cantidad, tipo, ubicación topológica y tiempo de atención.
1.1. Cantidad de Perturbaciones En el año 2019 se atendieron 3.988 perturbaciones, de las cuales en 1.829 se presentó la interrupción del servicio eléctrico, en 1.590 condiciones no deseadas de tensión y en 569 no existía ninguna afectación en el servicio de la Empresa. En el Gráfico 1.1.1. se muestra la cantidad de perturbaciones según el tipo registrado en la Bitácora de Perturbaciones. Se observa como el 83% de los reportes registrados corresponde a perturbaciones, mientras en el restante 17% el cliente no reporta afectación en el servicio. Además, del 83% correspondiente a perturbaciones, en un 12% no había afectación en el servicio suministrado.
Gráfico 1.1.1. Distribución de los reportes registrados en el 2019
11%
33%
6%
38%
12%
Condición de riesgo
Condiciones no deseadas de tensión
Desconexión o reconexión
Interrupción
No avería
El Gráfico 1.1.2. muestra la cantidad de perturbaciones atendidas entre el 2016 y el 2019. Se nota un comportamiento distinto entre el 2016-2017 y el 2018-2019. Esto se debe al cambio en la forma de los registros y en el control sobre las actividades realizadas. Anteriormente existían muchos casos de condiciones de riesgo y desconexiones y reconexiones de clientes que se registraban como perturbaciones.
Gráfico 1.1.2. Cantidad de perturbaciones según su tipo entre el 2016 y el 2019
En el Gráfico 1.1.3. se presenta el comportamiento mensual de las perturbaciones del 2019.
Gráfico 1.1.3. Cantidad de perturbaciones según su tipo por mes en el 2019
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2016 2017 2018 2019
Interrupción Condiciones no deseadas de tensión No avería
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic PROM
Interrupción Condiciones no deseadas de tensión No avería
En el Gráfico 1.1.4. se muestra la cantidad de perturbaciones en el servicio de distribución por circuito para los años 2018 y 2019. En los circuitos Sur, San Vicente, San Pablo, Oeste y Global la cantidad de perturbaciones del 2019 subió con respecto al 2018. En los circuitos Quebradas, Norte, Las Flores, Industrial y Este, la cantidad de perturbaciones disminuyó en el 2019.
Gráfico 1.1.4. Cantidad de perturbaciones por circuito
0 200 400 600 800 1000 1200
ESTE
GLOBAL
HOSPIRA
INDUSTRIAL
LAS FLORES
NORTE
OESTE
QUEBRADAS
SAN PABLO
SAN VICENTE
SUR
ZFM
(en blanco)
2019 2018
El Gráfico 1.1.5. muestra la cantidad de perturbaciones según su tipo por circuito para el 2019.
Gráfico 1.1.5. Cantidad de perturbaciones por circuito según tipo para el 2019
El Gráfico 1.1.6. representa la proporción de cada tipo de perturbación por circuito.
Gráfico 1.1.6. Porcentaje de cada tipo de perturbación por circuito para el 2019
0
100
200
300
400
500
600
700
Condiciones no deseadas de tensión Interrupción No avería
0%
23%
0%
25%31%
43%
28%
42%48%
36% 31%
48%
35% 31%
49%
0%
50%
0%
69%
60%
25%
55%41%
59% 37%
39%50% 57%
38%53% 59%
38%
83%
50%
100%
8%
40%50%
14% 16% 12%21%
13% 14% 12% 14% 12% 10% 13% 17%
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Condiciones no deseadas de tensión Interrupción No avería
Cuadro 1.1.1. Circuitos afectados por interrupciones o por condiciones no deseadas de tensión
Circuitos mayoritariamente industriales
Circuitos mixtos comerciales y residenciales
Circuitos mayoritariamente residenciales
INT > CNDT CNDT > INT INT > CNDT CNDT > INT INT > CNDT CNDT > INT
Este Industrial
ZFM Sur Global
Las Flores Norte Oeste
San Pablo
Los Ángeles San Isidro San Rafael
San Vicente Quebradas
Notas: INT: Perturbaciones con interrupción del servicio CNDT: Perturbaciones con condiciones no deseadas de tensión 1- La selección de mayoritariamente se da por la demanda y la energía consumida, no por la cantidad de
servicios. 2- El Circuito Hospira tiene INT=CNDT.
1.2. Ubicación Topológica de la Perturbación La ubicación topológica de la perturbación corresponde al punto de la red de distribución donde se presentaron los elementos afectados por la perturbación. Los niveles utilizados corresponden a los solicitados por la Autoridad Reguladora para el registro de perturbaciones, donde:
Acometida: Medidores y sus bases, cables de acometida y conductores de acometida.
Red de Baja Tensión: En aéreo la red de baja tensión, los jumpers y el transformador, además el poste si el mismo no tiene media tensión. En subterráneo, el transformador, los conductores de baja tensión y las regletas de conexión.
Red de Media Tensión: Postes con media tensión, empalmes y conductores, así como aisladores, grapas y otros elementos.
Protección de línea: Fusibles y reconectadores. NA: Ninguno de los anteriores.
El Gráfico 1.2.1. muestra la ubicación topológica de las perturbaciones para el 2018 y 2019. En el 2019, únicamente las perturbaciones ubicadas en las protecciones de línea aumentaron con respecto al 2018. En el Gráfico 1.2.2. se observa el tipo de perturbación para cada ubicación topológica.
Gráfico 1.2.1. Ubicación topológica de las perturbaciones 2018-2019
Gráfico 1.2.2. Tipo de perturbación según ubicación topológica para el 2019
0 500 1000 1500 2000 2500
Acometida
NA
Protección de línea
Red de Baja Tensión
Red de Media Tensión
2019 2018
0 500 1000 1500 2000 2500
Acometida
NA
Protección de línea
Red de Baja Tensión
Red de Media Tensión
Condiciones no deseadas de tensión Interrupción No avería
El Gráfico 1.2.3. muestra la distribución de la ubicación de las perturbaciones por circuito. Se observa como en los circuitos industriales las perturbaciones se ubican principalmente en la red de media tensión, mientras en los residenciales, en las acometidas.
Gráfico 1.2.3. Distribución de la ubicación de las perturbaciones por circuito
4
1
15
394
105
355
487
345
98
382
72
253
59
3
1
2
5
12
25
151
58
183
175
127
44
143
32
116
35
3
1
6
10
54
70
29
55
70
54
35
20
123
11
2
10
51
39
31
39
44
22
39
21
60
9
1
5
4
7
17
18
33
14
19
27
19
18
13
20
3
8
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
DHL
ESTE
GLOBAL
HOSPIRA
INDUSTRIAL
LAS FLORES
LOS ANGELES
NORTE
OESTE
QUEBRADAS
SAN ISIDRO
SAN PABLO
SAN RAFAEL
SAN VICENTE
SUR
ZFM
(en blanco)
Acometida NA Protección de línea Red de Baja Tensión Red de Media Tensión
1.3. Causas de la Perturbación La clasificación de causas utilizada es la establecida en la Norma Técnica AR-NT-SUCAL de la Autoridad Reguladora.
Cuadro 1.3.1. Causas externas e internas de perturbaciones según AR-NT-SUCAL
Causas externas Causas internas
Ambientales
Viento
Fauna
Flora
Lluvia
Inundaciones
Deslizamientos
Tormenta eléctrica
Tornado
Huracanes
Actividad Volcánica
Sismos, terremotos y maremotos
Incendios forestales
Contaminación salina Actividad humana
Excavaciones
Contaminación
Vandalismo
Hurto de electricidad, materiales o equipos
Trabajos en edificaciones
Trabajos en exteriores y ajenos a la red eléctrica
Colisión de vehículos
Incendio en infraestructura Redes eléctricas externas
Usuario: Sobrecarga
Usuario: Daño en instalación interna
ICE: Falla en el SEN
ICE: Mantenimiento programado
ICE: Desconexión de carga
Trabajos de otras empresas distribuidoras
Forzadas
Errores o deficiencias en la coordinación de protecciones
Errores en maniobras de operación
Transformador sobrecargado
Incorrecta instalación de materiales o equipos
Fallo en materiales o equipos
Deficiente calidad del material o equipo
Programadas
Suspensiones o paros programados
En el Gráfico 1.3.1. se puede observar la distribución de las causas de perturbaciones para el periodo 2018-2019.
Gráfico 1.3.1. Causas de perturbación para el 2018 y 2019
Gráfico 1.3.2. Cantidad de perturbaciones por causa en el 2019
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Causas internas
Causas externas
Causas no identificadas
2019
2018
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
Colisión de vehículos
Contaminación
Deficiente calidad del material o equipo
Deslizamientos
Errores en maniobras de operación
Errores o deficiencias en la coordinación de…
Excavaciones
Fallo en materiales o equipos
Fauna
Flora
Hurto de electricidad, materiales o equipos
ICE: Desconexión de carga
ICE: Falla en el SEN
ICE:Mantenimiento programado
Incendio en infraestrutura
Incendios forestales
Incorrecta instalación de materiales o equipos
Lluvia
No identificadas
Sismos, terremotos y maremotos
Suspensiones o paros programados
Tormenta Eléctrica
Trabajos ajenos a la red eléctrica
Trabajos de otras empresas distribuidoras
Trabajos en Edificaciones
Trabajos en exteriores y ajenos a la red de distribución
Transformador sobrecargado
Usuario: Daño instalación interna
Usuario:Sobrecarga
Vandalismo
Viento
Gráfica 1.3.3. Detalle de la distribución de las causas de perturbaciones para el 2019
Las causas externas más significativa son los daños en la instalación interna del usuario (17,9%) y la colisión de vehículos (4,8%). En el caso de las causas internas, la más significativa es el fallo en materiales y equipos con un 41,6%. Cabe destacar que aún no se cuentan con mecanismos para determinar si el material o equipo fallo por deficiencia, vida útil o una causa distinta.
1.4. Tiempo de atención de perturbaciones Con base en la Norma Técnica AR-NT-SUCAL se evalúan los tiempos de las perturbaciones en:
Tiempo de organización. Contempla el tiempo transcurrido del registro de la perturbación a la asignación del reporte a una cuadrilla para su atención.
Tiempo de desplazamiento. Contempla el tiempo transcurrido entre que se asigna el reporte a la cuadrilla y la misma llega al sitio.
Tiempo de localización. Contempla el tiempo transcurrido desde la llegada al sitio a que la cuadrilla encuentra el daño.
Tiempo de reparación. Contempla el tiempo transcurrido desde que se localiza el daño hasta que se comprueba la reparación o restablecimiento de las condiciones normales del servicio.
El tiempo total de atención del reporte de perturbación corresponde a la suma de los cuatro tiempos indicados anteriormente. El análisis del tiempo se realiza en horas. El Gráfico 1.4.1. muestra el comportamiento mensual de las perturbaciones del 2018 y 2019. El tiempo promedio del 2019 es inferior al 2018 y muestra menor variabilidad.
Gráfico 1.4.1. Tiempo promedio de atención para las perturbaciones por mes 2018-2019
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
2018 2019
El Gráfico 1.4.2. muestra los tiempos promedios por mes para el 2019.
Gráfico 1.4.2. Tiempos promedios de perturbaciones para el 2019
El Gráfico 1.4.3. muestra el tiempo promedio de atención por circuito. En el caso del tiempo del Circuito Global que muestra un comportamiento atípico, corresponde a una avería con afectación a pocos clientes que duró 13 horas en atención por el cambio de un poste. Como el circuito solo 10 perturbaciones, ese cambio de poste tuvo un impacto significativo en el tiempo promedio.
2,5
2,0 1,9 1,82,0
2,2 2,2 2,21,9
1,7
2,1
1,7
0,4
0,30,3
0,4
0,3
0,40,4 0,4
0,3
0,4
0,4
0,4
0,1
0,10,1
0,1
0,1
0,10,1 0,1
0,10,1
0,1
0,1
0,3
0,30,3
0,3
0,3
0,30,3
0,3
0,4
0,3
0,3
0,3
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
ORGANIZACIÓN DESPLAZAMIENTO LOCALIZACIÓN REPARACIÓN
Gráfico 1.4.3. Tiempos promedios de atención según tipo de perturbación por circuito
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0
DHL
ESTE
GLOBAL
HOSPIRA
INDUSTRIAL
LAS FLORES
LOS ANGELES
NORTE
OESTE
QUEBRADAS
SAN ISIDRO
SAN PABLO
SAN RAFAEL
SAN VICENTE
SUR
ZFM
(en blanco)
No avería Interrupción Condiciones no deseadas de tensión
En el Gráfico 1.4.4. se puede observar la distribución por frecuencias del tiempo de atención y el valor acumulado de las averías atendidas.
Gráfico 1.4. Distribución de frecuencias del tiempo de atención en horas para el 2019.
Se observa como el 80% de las perturbaciones se atienden en menos de tres horas. La carta de compromiso establece que el 90% de las perturbaciones deben atenderse en 12 horas o menos. En el 2019 el 94% de las perturbaciones se atendieron en 12 horas o menos, por lo que se cumplió lo establecido en las cartas de compromiso.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
150
300
450
600
750
900
1050
1200
1350
1500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Histograma Acumulado