Source: https://www.scribd.com/document/127213841/Procesos-NTCSER
Timestamp: 2019-01-21 13:00:10+00:00

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Uploaded by Dayer Rosas Salvador
1. OBJETIVO................................................................................2 2. BASE LEGAL............................................................................2 3. ASPECTOS DE LA CALIDAD DE LOS SERVICIOS ELECTRICOS RURALES...............................................................................2
3.1. CALIDAD DE PRODUCTO:................................................................2
3.1.1. INDICADOR DE CALIDAD....................................................................................2 3.1.2. TOLERANCIA......................................................................................................2
3.2. CALIDAD DE SUMINISTRO...............................................................4
3.2.1. SUPERVICION DE LA OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS (NTCSE)........4 3.2.2. PROCEDIMIENTO PARA LA SUPERVISION DE LA OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS.....................................................................................................4 3.2.3. MODIFICACION DE LA ESCALA DE MULTAS Y SANCIONES CORRESPONDIENTE AL PROCEDIMIENTO PARA LA SUPERVICION DE LA OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS..................................................................................10
Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución - Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 – Informe de Avance Nº. 2 HEXA INTERNATIONAL S.A.C. 1
denominados “Periodos de Control”. entonces la energía suministrada durante ese intervalo se considera de mala calidad. y ±7.Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S. es la diferencia (∆Vk) entre la Media de los valores Eficaces (RMS) Instantáneos medidos en el punto de entrega (Vk) y el valor de la tensión nominal (Vn) del mismo punto: 3. A estos periodos se les denomina “Periodos de Medición”. El lapso mínimo de medición es de cuarenta y ocho (48) horas continuas. El control se lleva a cabo en periodos semestrales.2. aprobada por Resolución Directoral Nº 016-2008-EM/DGE.CALIDAD DE PRODUCTO: El parámetro que se considera para evaluar la Calidad de Producto en un SER es la Tensión.     3.1. 2. En cada periodo de Medición. El indicador para evaluar la tensión.A.  El presente documento tiene como objetivo establecer la Base Metodológica para la aplicación de la Norma Técnica de calidad de los Servicios Eléctricos Rurales (NTCSER). INDICADOR DE CALIDAD.1. 3. 3. 2 . TOLERANCIA. Estos intervalos se denominan “intervalos de Medición”. OBJETIVO. BASE LEGAL. los valores instantáneos de los parámetros de la Calidad de Producto son medidos y promediados por intervalos de quince (15) minutos.1. en un intervalo de Medición (k) de quince (15) minutos de duración. Las tolerancias admitidas son ±6% para Media Tensión (MT). Resolución de Consejo Directivo Nº 074-2004-OS/CD.5% para Baja Tensión _____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución . Resolución de OSINERG Nº 590-2007-OS/CD. Resolución Directoral Nº 016-2008-EM/DGE Resolución de Consejo Directivo Nº 178-2012-OS/CD. basta que una fase o línea este fuera de los rangos tolerables para que la energía suministrada sea considerada de mala calidad. ASPECTOS DE LA CALIDAD DE LOS SERVICIOS ELECTRICOS RURALES.1. Si en un Intervalo de Medición se comprueba se comprueba que esta fuera de los rangos tolerables. Para el control de la tensión en casos de suministros trifásicos.C.BASE METODOLOGICA PARA LA APLICACIÓN DE LA NORMA TECNICA DE CALIDAD DE LOS SERVICIOS ELECTRICOS RURALES 1.Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 .
C. _____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución .A. 3 .Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 .Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S.(BT).
es decir. Interrupciones No Programadas. según corresponda.Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S. La calidad de Suministro en cada SER se expresa en función de la continuidad del servicio eléctrico a los clientes. OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS Esta supervisión se da a partir de la Resolución de Consejo Directivo Nº 074-2004-OS/CD en donde se aprueba el Procedimiento para la Supervisión de la Operación de los Sistemas Eléctricos y sus respectivas sanciones. _____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución .2. de acuerdo a las interrupciones del servicio por deficiencias originadas en el mismo SER. Interrupciones donde se solicito fuerza mayor. Las concesionarias reportaran los indicadores por cada sistema eléctrico y toda la concesión aplicando la siguiente fórmula: Donde: ti: Duración de cada interrupción ui: Número de usuarios afectos en cada interrupción n: Número de interrupciones del periodo. Interrupciones debido a causas climáticas.C. Se solicitará la información mensual requerida de indicadores SAIFI (Frecuencia Media de Interrupción por Usuario) y SAIDI (duración Media de Interrupción por Usuario) según se indica:           Interrupciones Programadas.A. Interrupciones debido a causas propias.1. N: Número de usuarios del sistema eléctrico o concesionaria al final del periodo. 3. Interrupciones debido a causas externas. Interrupciones atribuibles a instalaciones de Transmisión. PROCEDIMIENTO PARA LA SUPERVISION DE LA OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS.Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 .CALIDAD DE SUMINISTRO. 4 .2. Interrupciones por Rechazo de Carga. Interrupciones atribuibles a instalaciones de Distribución. Interrupciones atribuibles a instalaciones de Generación.3. 3.2.2. SUPERVICION DE LA ELECTRICOS (NTCSE).
_____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución . 5 .A.C.Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 .Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S.
Motivo de la interrupción (programado. Pertenencia de las instalaciones causantes (propias o ajenas).Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S.Estas interrupciones se consideraran importantes cuando afecte a todo un Sistema Eléctrico o cuando el número de usuarios afectados sean el 5%. Número de usuarios afectados. Señalar posible causa que ocasiono la interrupción. Fecha y hora del inicio de la interrupción (el formato a usar será dd/mm/aaaa 00:00). Demanda afectada (kW).C. correspondiendo aplicar la sanción de acuerdo a lo dispuesto en la escala de multas y sanciones. 6 . Fecha y hora de término de la interrupción (el formato a usar será dd/mm/aaaa 00:00). este reporte deberá contener como mínimo las siguiente información.            Zona o área geográfica donde los usuarios del servicio público de electricidad han sido afectados. o más de los usuarios del sistema Eléctrico.A. Instalación causante de la interrupción. Si esta información no es de cumplimiento se considerará como infracción. Toda interrupción importante debe ser reportada a OSINERG dentro de las siguientes 12 horas de ocurrido el hecho mediante los medios electrónicos de transferencia que la Gerencia de Fiscalización Eléctrica defina. aprobada por Resolución de OSINERG Nº 590-2007-OS/CD las cuales se dan por: SANCIÓN POR ENTREGA DE INFORMACIÓN INOPORTUNA: Referida a comunicación de interrupciones importantes Cuadro Nº 1 _____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución .Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 . Código de la instalación causante de la interrupción. rechazo de carga o falla). en este último caso solo se consideraran interrupciones importantes a aquellas que afecten más de 5000 usuarios. Sistema eléctrico (de acuerdo a la codificación GART).
7 .A.C.Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S.Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 ._____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución .
transmisión y distribución en media tensión.Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S. 8 . Cuadro Nº 3 TOLERANCIAS: Cuadro Nº 4 _____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución . Cuadro Nº 2 Por información inexacta.Referida a reporte de interrupciones de generación.A.C.Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 .
Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S.5 5 9 7 12 12 24 16 40 12 27 _____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución .Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 .C.5 9 16 11 20 15 29 19 47 12 27 Año 2010 SAIFI SAIDI 3 7 7 13 9 16 13 27 17 43 12 27 Año 2011 SAIFI SAIDI 3 6.5 2 11 20 3 13 24 4 16 32 5 20 50 Especial 12 27 Anexo 13 Resolucion Nº 590-2007-OS/CD Año 2009 SAIFI SAIDI 3 7.A.Desempeño Esperado (DE) Sectores Año 2008 Tipicos SAIFI SAIDI 1 3 7. 9 .
5 3 7 2 9 16 7 13 3 11 20 9 16 En aplicación del Articulo Nº4 de la Resolucion Ministerial Nº 163-2011-MEM/DM Año 2014 en adelante SAIFI SAIDI 3 6.3.5 5 9 7 12 _____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución .3.C.5 9 12 24 40 27 Modificacion del anexo 13 de la Escala de Multas y Sanciones Resolucion Nº 590-2007-OS/CD Disposiciones transitorias.A.2. Cuadro Nº 5 Sector Tipicos 1 2 3 4 5 Especial SAIFI 3 5 7 12 16 12 SAIDI 6. Cuadro Nº 6 Desempeño esperado (DE) Sistema Interconectado al SEIN Sectores Año 2012 Año 2013 Tipicos SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI 1 3 7.Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 . Esta modificación se basa en las tolerancias impuestas en el Anexo 13 de la Resolución de Consejo Directo Nº 590-2007-OS/CD el cual modifica la tolerancia por: Información inexacta. MODIFICACION DE LA ESCALA DE MULTAS Y SANCIONES CORRESPONDIENTE AL PROCEDIMIENTO PARA LA SUPERVICION DE LA OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS. 10 .Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S.
2. originadas en el SER durante un periodo de Control de un semestre. ni las relacionadas con casos de fuerza mayor debidamente comprobadas.  Interrupciones programadas* por mantenimiento: Ki = 0.00. originadas en el SER durante un periodo de Control de un semestre. Es el número de interrupciones promedio por cliente. y esta dado de la siguiente manera: Donde: = Cantidad de Clientes afectados por la Interrupción. Se aplicaran los dos (2) indicadores para conocer las interrupciones que se originan en cada SER.A. Tolerancia: _____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución .50. y esta dado de la siguiente manera: Donde: = Duración Individual de la Interrupción (i). OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS Es una modificación de la resolución Nº 0.   Tipos de indicadores: a) Número de Interrupciones por Cliente (NIC). =Factores de ponderación de la duración de las interrupciones por tipo. 11 . Es la duración ponderada acumulada de interrupciones promedio por cliente.  Interrupciones programadas* por expansión o reforzamiento: Ki = 0.Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S.74-2004-OS/CD.  Otras: Ki = 1. en un periodo de control de un semestre para cada nivel de tensión (BT y MT).C.RURALES (NTCSER).2 SUPERVICION DE LA ELECTRICOS. b) Duración de Interrupciones por Cliente (DIC). = Cantidad Total de Clientes en el SER.25.Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 . ahora en la cual establece los niveles mínimos de calidad de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) a través de la Resolución Directoral Nº 016-2008-EM/DGE. En la cual define lo siguiente: Por norma no se consideran las interrupciones totales de suministro cuya duración es menor de tres (3) minutos.
A. 12 .Sector Típico 4 – Valle Sagrado 1 .Nivel de tension MT BT Sistema Electrico Rural (SER) Rural Concentrado Rural Disperso NIC DIC NIC DIC 7 17 7 28 10 25 10 40 NIC: Interrupciones/Semestre DIC: Horas/Semestre _____________________________________________________________________________ Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución .C.Primer Informe de Avance HEXA INTERNATIONAL S.
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