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Benchmarking en Empresas Eléctricas Ing. Luis García UTE – Uruguay Coordinador Proyecto CIER 06

Benchmarking en Empresas Eléctricas Ing. Luis García UTE – Uruguay Coordinador Proyecto CIER 06. Red de distribución UTE. AT 4.274km. MT 44.324km. BT 25.557 km. Cobertura Sistema de Distribución. Cobertura 98,8% Clientes

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Benchmarking en Empresas Eléctricas Ing. Luis García UTE – Uruguay Coordinador Proyecto CIER 06

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  1. Benchmarking en Empresas EléctricasIng. Luis García UTE – Uruguay Coordinador Proyecto CIER 06

  2. Red de distribución UTE • AT 4.274km. • MT 44.324km. • BT 25.557 km.

  3. Cobertura Sistema de Distribución • Cobertura 98,8% • Clientes • Rurales 12% • Urbanos 88% • Metros de Red ( MT+BT) por cliente. • Rurales 265 m/cliente • Urbanos 23 m /cliente

  4. Nuestros objetivos: • Mejora de la calidad de servicio: • Indicadores. • Percepción del cliente. • Política de Estado para la universalización del servicio eléctrico: • 5000 viviendas pendientes de electrificar en todo el medio rural.

  5. Km anuales de Electrificación Rural

  6. Evolución demanda

  7. Compensaciones por calidad de servicio técnico (interrupciones) miles $ uruguayos.

  8. cierla Integración del Conocimiento Misión: desarrollar y mantener el conocimiento como patrimonio colectivo para apoyar el desarrollo de la comunidad de países de la región. Proyectos de Benchmarking. Eventos de difusión de mejores prácticas. Red de contactos.

  9. “No competimos entre las Distribuidoras por lo que compartimos en forma abierta las mejores prácticas” Eng. Pedro Eugênio - Abradee

  10. PROYECTO CIER 06 INDICADORES DE CALIDAD DE SERVICIO EN EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA • Requisito: ser Empresa miembro del CIER y enviar la información (no hay costos).

  11. Gestión operacional • Información de magnitud de la empresa • País, Área de Concesión (km2), Población, Extensión de Redes (km), AT, MT, BT, Urbanos, Rurales, Composición del Mercado, Residenciales, Comerciales, Industriales, Otros, Demanda Pico (MW), Consumo Anual por Consumidor (kWh/Cliente) • Indicadores de calidad de Servicio punto de vista clientes • Frecuencia Media de Interrupción por Consumidor (Fc) • Tiempo Total de Interrupción por Consumidor (Tc) • Duración Media de las Interrupciones (Dc) • Duración Media de Reposición o Tiempo Medio de Atención (DMR o TMA)

  12. Gestión operacional • Indicadores de calidad de servicio desde el punto de vista del sistema • Frecuencia Media de Interrupción del sistema (Fs) • Tiempo Total de Interrución del Sistema (Ts) • Duración Media das Interrupciones (Ds) • Indicadores gerenciales bajo el punto de vista de los componentes: IKR= n x 100 L Donde: n: Número de interrupciones ocurrida en la red considerada. L: Longitud o cantidad (según corresponda) de elementos de la red considerada Ver Detalles

  13. Gestión operacional • Indicadores de Pérdidas • Total pérdida; técnicas; no Técnicas • Indicadores comerciales • Tiempo medio de conexión en BT (TMC) (Días) … • Indicadores de calidad de Facturación (ICF)

  14. Que hacemos en UTE con la información del CIER06?

  15. UTE 2011

  16. UTE 2011

  17. Evolución Fc UTE

  18. Evolucion Tc UTE

  19. Empresas con menos de 400.000 clientes

  20. Empresas con más de 400.000 clientes

  21. Metros Red de Distribución (MT+BT) por cliente

  22. Pérdidas en la red de distribución

  23. Índice de Calidad de Facturación

  24. Evolución media CIER Fc

  25. Evolución media CIER Tc

  26. Fs Frecuencia media de interrupción por potencia (con datos de España NIEPI)

  27. Ts Tiempo total de interrupción por potencia (con datos de España TIEPI)

  28. Suministro de Energía Suministro de energía sin interrupción Suministro de Energía Suministro de energía sin variación de voltaje Agilidad en la reanudación del servicio

  29. IDAR – Suministro de Energía

  30. IDAR – Suministro de Energía

  31. Si la calidad de servicio mejora la satisfacción del cliente aumenta?

  32. Como se encuentran las mejores practicas? • Proyectos CIER: • CIER06: indicadores operacionales. • CIER12: encuesta satisfacción clientes. • CIER17: referenciamiento de costos de AO&M y mejores practicas. • Seminarios CIER mejores practicas. • Visitas a Empresas referentes.

  33. Seminario “Caminos a la Excelencia” Chile set/2012 presentación COPEL http://www.chicier.cl/xsicesd-2012.html

  34. Workshop do SAMP de Gestão Operacional Campinas 12/2011 DEC/FEC - Melhores Práticas • Análise da elevação do indicador: • Luz para Todos, incorporação de redes, reflexos da atualização da NR10, clima nos anos de 2009 e 2010 , busca de DIC e FIC em detrimento ao DEC e FEC, distribuição geográfica das equipes e trânsito crescente nas cidades maiores. • Melhores práticas: • Automação de subestações e redes (Selfhealing). • Foco e incremento nas manutenções programadas e obras de melhoria do sistema. • Incremento da atuação nas pontas das redes (proteção). • Uso de rede compacta. • Big Jumper. • Uso de moto na priorização dos atendimentos nos grandes centros. • Uso de geradores. • Isoladores híbridos (redução da periodicidade de lavagem por salinidade). • Sugestões: • Definição de viabilidade econômica e técnica de redes subterrâneas.

  35. Mejores practicas operación?

  36. EXPLICACIÓN ESQUEMA GRÁFICO Sistema Trunking (Comunicación por Radiofrecuencia) Comunicación por Radiofrecuencia (Punto a Punto o Punto-Multipunto) Sistema Satelital de Localización de Vehículos (AVL) Sistema EGEO Base de Datos Geográfica de la Red Eléctrica

  37. Mejores practicas Operación: • CMD implantados en todas las Empresas. • Automatización total en Subestaciones. • Puntos intermedios telecontrolados. • OT via PDA o sms a celulares. • Auto socorro (self healing).

  38. Mejores practicas Mantenimiento?

  39. Mejores practicas Mantenimiento: • Mantenimiento preventivo baja el correctivo. • Si no se poda es cuestión de tiempo. • Fallos de material. • Mantenimiento basado en inspecciones periódicas. • Catalogo de anomalías. • Inspectores sobre calificados. • Planificación anual. • El problema de la priorización de alimentadores fuera de control. • La limitación presupuestal: criterios de priorización. • Mantenimiento en Línea Viva. • Aumenta la seguridad. • Generalizado en AT y zonas urbanas de MT.

  40. Sistemas de apoyo a la Distribución (DMS)?

  41. Sistema Integrado de Gestión de Distribución SGM Normalización PLANIFICACIÓN DE INVERSIONES S.G.T. S.G.I MÓDULO DE OPERACIÓN M.A.R. SCADA AVL GIS EGEO Sistemas de apoyo a la planificación, programación, ejecución y seguimiento de las acciones de mantenimiento SGM Permite Planificar las Inversiones y generar un “Ranking” de Obras Ordenadas por Beneficio-Costo Normalización PLANIFICACIÓN DE INVERSIONES Gestiona la normalización de los elementos constructivos de las redes de Distribución Permite la elaboración de Proyectos y el control de la Ejecución de los Trabajos Permite realizar la gestión de los Avisos de clientes (integrado con el CallCenter) y tratamiento de las Incidencias de la red S.G.T. S.G.I MÓDULO DE OPERACIÓN M.A.R. Permite realizar el control en tiempo real de la red eléctrica. Permite realizar análisis técnicos de la Red (Flujos de Carga, Cortocircuito,Calidad del Servicio) SCADA AVL GIS EGEO Permite realizar la Gestión de la Base de Datos Geográfica de las Instalaciones Permite realizar el monitoreo y control a distancia de las instalaciones Sistema Satelital de Localización de Vehículos (AVL)

  42. Gracias !! lgarcia@ute.com.uy

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