“SUPERVISIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS”

Alex Rojas A.

Enero 2013

XI CURSO DE EXTENSIÓN UNIVERSITARIA - 2013

2

Características del sector eléctricoPRINCIPALES ACTORES

Interrupción

Definición:

Una Interrupción es un evento durante el cual la tensión en un punto de

conexión, cae a cero y no retorna a sus valores normales automáticamente

De acuerdo con la IEC, el tiempo mínimo de una larga interrupción es de 3

minutos. Si el tiempo es menor a 3 minutos, es de corta interrupción.

Los estándares de la IEEE definen como interrupciones sostenidas a aquellas

que duran mas de 3 segundos [Std. 1159] o más de 2 min. [Std. 1250].

Según Procedimiento: Falta de suministro del servicio publico de

electricidad en una zona de concesión o parte de ella como consecuencia de

una falla o maniobra de una instalación eléctrica.

IEC - International Electrotechnical Commission

Origen de las Interrupciones

De acuerdo a su origen, las interrupciones se pueden clasificar en dos

grandes grupos: Interrupciones Programadas e Interrupciones

Imprevistas.

Interrupciones Programadas:

Son aquellas que se avisan con la suficiente anticipación a los clientes.

Interrupciones Imprevistas :

Son todas las que no se contemplan en la clasificación anterior.

Probabilidad de que el sistema no falle y se evalúa por el numero de

interrupciones y el tiempo en restablecer el servicio.

DATOS PARA EL CALCULO DE LA CONFIABILIDAD

Confiabilidad

Objetivo de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios

Eléctricos (NTCSE)

Establecer los niveles mínimos de calidad de los servicios

eléctricos, incluido el alumbrado público, y las obligaciones de

las empresas de electricidad y los Clientes que operan bajo el

régimen de la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N°

25844.

Definición de Calidad del Servicio Eléctrico

7Fuente: MINEM, MINEM/OSINERGMIN - Elaboración Propia

Entre otras, se presentan a continuación las principales normativas del sectorEléctrico que se han desarrollado en el Perú y que forjaron los cambios del sectoreléctrico hasta la actualidad:

Marco Legal del Sector Eléctrico Peruano

Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

DS 020-1997-EM (NTCSE)

Sectores típicos 1, 2 y 3

N° de Usuarios: 3 530 556

Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

Rurales (NTCSER)

RD N° 016-2008-EM/DGE

Sectores típicos 4, 5, y los SER

N° de Usuarios: 1 035 217

Normas Técnicas de calidad vigentes

Funciones de la GFE ( D.S. N° 054-2001-PCM)

9

� Verificar el cumplimiento de las obligaciones

legales, técnicas y de los contratos de las

Concesionarias de Electricidad y demás

Entidades que se dedican a esta actividad.

� Verificar el cumplimiento de cualquier

mandato o resolución emitida por el propio

OSINERGMIN o de cualquier otra obligación

que se encuentre a cargo de la ENTIDAD.

¿Por que se debe Supervisar la Calidad del servicio?

Principales intereses de los Usuarios

� Calidad de suministro – Menos Interrupciones

� Reposición rápida de Servicio interrumpido

� Que la tensión no fluctúe- Calidad del producto

� Alumbrado Público en buen estado

� Facturación y Medición confiables

� Seguridad en Instalaciones Eléctricas Públicas

� Seguridad en Zonas de Afluencia de Público

� Atención oportuna de Reclamos Técnicos

� Mejor trato de los concesionarios

10

NO

NECESARIAMENTE

EN ESE ORDEN

Filosofía de la Supervision del sector

Esquema de Supervisión

� Con procedimientos de supervisión

� A través de técnicas de control basadas en indicadores

� Registros de información generados por las propiasconcesionarias.

� Control por muestreo estadístico

� Delimitación de responsabilidades a los concesionarios

� Aplicación de sanciones disuasivas.

� Encuestas sobre la percepción de los usuarios sobre la calidaddel servicio.

12

¿Cómo se supervisa?

Generación (hidráulica e térmica): 30 Empresas entre

Transmisión: 14 Empresas

Distribución: 21 Empresas

Comercialización: 5’496,264 medidores

Parque de Instalaciones SupervisadasPor segmentos de actividad

Actualizado a octubre 2012

Parque de Instalaciones Supervisadas

14

Nº

Empresas

Generación SEIN 30 190 71

Transmisión (a Di-2011) 14 - 100

Distribución 20 121 80,607

Auto productores 290 1,052 -

Municipios 143 143 -

TOTALES 497 1506 -

Parque de Instalaciones Unidades de

Generación Sub-Estaciones

Líneas AT y MAT Km 20,835

Postes / Estructuras Unidad 54,159

Medidores de Electricidad Unidad 5,496,264

Alumbrado Público Unidad 1,487,404

Redes MT Km 73,191

Estructuras de MT Unidad 510,680

Redes BT Km 123,225

Estructuras de BT Unidad 1,971,937

Cantidad Parque de Instalaciones

Parque de Instalaciones SupervisadasGeneración SEIN Transmisión Distribución

Procesos de Supervisión y Fiscalización de Electricidad

1. Supervisión de verificación de la disponibilidad y estado operativo de las unidades de generación del SEIN

2. Supervisión del cumplimiento de los programas de mantenimiento en generación aprobados por el COES-SINAC

3. Supervisión de la operatividad de la generación de sistemas eléctricos aislados

4. Supervisión de la implementación de los esquemas de rechazo automático de carga y generación

5. Supervisión del performance de los sistemas de transmisión eléctrica

6. Supervisión de seguridad en servidumbres de líneas de transmisión

7. Supervisión de las altas y bajas de los sistemas secundarios y complementados de transmisión

8. Supervisión de la operatividad del servicio de alumbrado público

9. Supervisión de instalaciones de distribución eléctrica por seguridad pública

10. Supervisión de interrupciones en instalaciones eléctricas de media tensión

11. Supervisión de la gestión de seguridad y salud en el trabajo. de las actividades eléctricas

12. Supervisión del contraste de medidores

13. Supervisión de la facturación, cobranza, atención al usuario. cortes y reconexión

14. Supervisión de contribuciones reembolsables

15. Reintegros y recuperas de energía eléctrica en el servicio público de electricidad

16. Supervisión de los aportes por regulación en el sector eléctrico

17. Supervisión de la calidad de tensión y calidad de suministro en las empresas del sector eléctrico

18. Supervisión de la calidad de atención de las llamadas telefónicas en empresas de distribución

19. Atención de solicitudes de paralización de actividades por riesgo eléctrico grave

20. Calificación de solicitudes de fuerza mayor de las concesionarias de transmisión y distribución

21. Aplicación del procedimiento administrativo sancionador a las entidades del sector eléctrico

22. Atención de solicitudes de exoneración de compensaciones

22 Procedimientos de Supervisión del Sector Eléctrico (Con Certificación y Re-Certificación ISO 9001 – 2008)

Procedimiento para la Supervisión de Interrupciones del Servicio Eléctrico

(Concesionarias de Distribución Eléctrica)

• Las distribuidoras reportan lasinterrupciones vía portal web y sedetermina los índices en base a indicadoresestándares de Frecuencia media deinterrupciones por usuario (SAIFI) y duraciónmedia de interrupciones por usuario (SAIDI)

• Se verifica los registro de interrupciones conequipos testigos instalados inopinadamenteen el campo.

• Se ha establecido tolerancias al SAIFI y SAIDIasociados a las redes de Media Tensión.

Resolución Nº 074-2004-OS/CD

17

Situación actual de la calidad del suministro

18

• Supervisa que el número de

desconexiones y disponibilidad

en líneas y equipos de

subestaciones de alta tensión no

excedan los limites estándares.

• Se aplica sanción por exceder las

tolerancias y por no reportar

oportunamente las fallas y

programas de mantenimientos.

“Supervisión y Fiscalización del Performance de los Sistemas de Transmisión”

Procedimiento Nº 091-2006-OS/CD

19

Instalaciones que sobrepasaron las tolerancias

Tolerancia: 1 falla por cada 100 km

Supervisa la operatividad de lageneración en los sistemaseléctricos aislados, medianteevaluación semestral deindicadores de tasa de salidaforzada, índice de indisponibilidadforzada y margen de reserva de losgeneradores.

Procedimiento Nº 152-OS/CD para supervisar la generación en sistemas eléctricos aislados (actualmente 220-2010-

OS/CD)

Este procedimiento de supervisión recibió la Certif icación ISO 9001:2000 el 15 de diciembre de 2009.

Resultado del control semestral a la operatividad d e la generación

Resultado de Aplicación del P-152-OS/CD Margen de Reserva en Generación Aislada

Esquema de Supervisión de las Interrupciones a Nivel Nacional

24

� Se utiliza la información generada por las propias empresas concesionarias

� Transferencia de información “Vía Extranet” y/o portales Web de a disposición de

las concesionarias, a través de la cual reportan sus interrupciones.

� Se registran todas las interrupciones de generación, transmisión y distribución que

afecten la operación de los sistemas eléctricos.

� Los aspectos de supervisión se determinan a través de indicadores.

� Toda interrupción importante es reportada a OSINERGMIN dentro de las siguientes

doce (12) horas de ocurrido el evento “Vía Extranet”.

� El Organismo recibe quejas y reclamos de los usuarios por la mala calidad de

suministro que prestan las empresas concesionarias de electricidad.

� El Organismo solicita a las concesionarias un reporte, información del estado de la

calidad del suministro de las instalaciones y sistemas eléctricos con reclamos.

� OSINERGMIN evalúa la veracidad y/o exactitud de la información reportada y los

reclamos, acudiendo para ello a los registros de las concesionarias.

Metodología

� Verifica la información reportada con equipos especiales instalados inopinadamente

en campo y mediante verificación en campo.

� Se calculan los indicadores y se les compara con las tolerancias para determinar los

sistemas eléctricos críticos.

� Trimestralmente, los supervisores regionales elaboran un informe de interrupciones

en sistemas eléctricos con altos índices de interrupciones o aquellos que presentan

reclamos por falta de suministro eléctrico

� Se realiza el diagnóstico previo en gabinete del sistema eléctrico crítico evaluando

su grado de criticidad, evolución anual, análisis de acuerdo a su origen,

responsabilidad, causas y componentes críticos.

� Se determina la matriz de la problemática de las interrupciones.

� Se programa la supervisión en campo de las instalaciones de los sistemas eléctricos

críticos, seleccionados en base a su frecuencia y duración promedio de

interrupciones que superan en forma recurrente los limites y/o tolerancias

establecidas en base sectores típicos de distribución. 26

Metodología

� Se ejecuta la verificación en campo de las instalaciones del sistema eléctrico critico,

previa firma de un acta de instalación, tomando como base el diagnóstico previo

efectuado e incidiendo en la supervisión en aquellas instalaciones donde se

originaron las interrupciones, desde los centros de transformación, salida de

alimentadores, recorrido de redes eléctricas, etc.

� Se firma firmando un acta de supervisión de observaciones detectadas que incidan

en el incremento de las interrupciones, así como otras deficiencias sobre la

operación y/o equipamiento.

� Se elabora un informe de supervisión por sistema eléctrico supervisado, con la data

obtenida durante la supervisión, proponiendo alternativas de solución con el fin de

mejorar la calidad del suministro

� Se efectúa el continuo seguimiento de la calidad del suministro eléctrico a través de

la evaluación de los descargos presentados por las empresas en coordinación con

nuestros supervisores regionales se verifican en campo las acciones realizadas.

27

Metodología

28

Procedimiento:074-2004091-2006152-2005

Orientado a la Supervisión del Sistema Eléctrico

Contribuyen a la Mejora de la Calidad

del Suministro Eléctrico

Metodología

Indicadores adecuados para supervisar Indicadores adecuados para supervisar Indicadores adecuados para supervisar Indicadores adecuados para supervisar

la performance de las empresasla performance de las empresasla performance de las empresasla performance de las empresas

• SAIFI: SAIFI: SAIFI: SAIFI: System Average InterruptionFrecuency Index, o Frecuencia Media de Interrupción por usuario en un periodo determinado.

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 períodoN: Número de usuarios del Sistema Eléctrico al final del período.

• SAIDI:SAIDI:SAIDI:SAIDI: System Average InterruptionDuration Index, o Tiempo Total Promedio de Interrupción por usuario en un periodo determinado.

1

N

uSAIFI

n

ii∑

== 1

N

utSAIDI

n

iii∑

=

×=

Herramientas para la supervisión de sistemas eléctricos críticos:

Avances en Tecnologías de Información y Comunicación en la GFE

30

Implementación de la integración de los sistemas de información técnica

http://portalgfe.osinerg.gob.pe/,

Sistema de Inteligencia de Negocios para la GFEhttp://srvbi.osinerg.gob.pe/cognos8/.

Mapa Interactivo de las Instalaciones de Transmisión y Generación Eléctrica del SEIN en el Perú

http://www.osinerg.gob.pe/newweb/pages/GFE/mapaSEIN/index.html

Portal de Rendición de Cuentas al Ciudadano (RCC)

En diciembre del año 2011, la GFE dispuso la elaboración del Portal de Rendición deCuentas al Ciudadano (RCC), ubicada en el siguiente enlace:http://www.osinergminorienta.gob.pe/web/rcc , cuya finalidad es brindar mayorinformación respecto a las actividades realizadas por la GFE en cumplimiento a lasfunciones de supervisión y fiscalización del sector eléctrico

Catálogos de Instalaciones Eléctricas en Estado de Alerta

Esta acción proactiva del Organismo, sirve para alertar a todos los grupos de interés (Ministerio de

energía y Minas, Concesionarias de electricidad, FONAFE, etc.), de manera que se pueda actuar

oportunamente en buscar alternativas de solución y de esta manera anticiparse al deterioro de la

calidad de suministro del sistema eléctrico

� Líneas de Transmisión Congestionadas y Transformadores Sobrecargados.� Margen de Reserva de generación en sistemas eléctricos aislados� Sistemas eléctricos críticos

PROBLEMÁTICA DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS

Empresas de distribución del estado

Principales causas de la frecuencia de Interrupciones

37

Las empresas con mayor frecuencia de interrupciones promedio fueron ELECTRO SUR ESTE (debido principalmente a fallaspropias y a fenómenos naturales y a problemas operativos por huayco caído en marzo 2011 en la CH San Gabán que lo dejóvulnerable hasta el 9 de diciembre 2012 que entro en servicio al 100% y ELECTRO ORIENTE (debido al déficit de generación yprincipalmente a las constantes fallas en la interconexión en 138 kV Tocache - Bellavista)

38

Las empresas con mayor duración de interrupciones promedio fueron ELECTRO ORIENTE (debido al déficit de generacióny principalmente a las constantes fallas en la interconexión en 138 kV Tocache - Bellavista) y ELECTRO SUR ESTE (debidoprincipalmente a fallas propias y a fenómenos naturales y a problemas operativos por huayco caído en marzo 2011 en la CHSan Gabán que lo dejó vulnerable hasta el 9 de diciembre 2012 que entro en servicio al 100%.

Principales causas de la duración de las Interrupciones

Principales causas de las interrupciones� 45% de SAIFI y 52 % de SAIDI por causas propias

(mantenimientos y reforzamientos, fallas equiposy falta mantenimiento de componentes yservidumbres, entre otras causas).

� 16% de SAIFI y 17% de SAIDI es debido a terceros(Hurtos de conductores, contactos accidentales,caídas de árboles, vandalismos, entre otras causasoriginadas por terceros)

� 19% de SAIFI y 14% de SAIDI es por fenómenosnaturales (descargas atmosféricas, fuertes vientos,entre otras causas climatológicas adversas)

� 20% de SAIFI y 17% SAIDI por Otras EmpresasEléctricas (mantenimientos, déficit de generación,fallas SEIN, entre otras causas originadas en OEE)

Son 47 sistemas

eléctricos ALTAMENTE

críticos que

representan el 29%

del total de los

sistemas eléctricos a

nivel nacional en las

EDE. Estos sistemas

cumplieron con los

criterios establecidos,

en el cuadro se

resumen 19 sistemas

críticos principales.

Principales Sistemas Eléctricos Críticos Por Región y Empresas

40

Resumen de los Sistemas Altamente Críticos de las EDE

41

Ubicación por regiones de los

sistemas altamente

críticos de las EDE

42

Problemática conceptual de la calidad del servicio eléctrico

Principales causas de su deterioro

� Falta de Reserva de Generación

A nivel nacional, se presentan casos de localidades cuya demanda eléctrica esabastecida radialmente desde una única línea y ante interrupciones programadas y noprogramadas, el suministro deja de ser atendido por falta de generación local. Sepuede citar como ejemplo a los sistemas eléctrico Puerto Maldonado, Pucallpa yTarapoto Moyobamba:

� Falta inversión en ampliación de capacidad para atender creciente demanda

Las interrupciones en algunos sistemas eléctricos se incrementaron considerablemente,

debido al crecimiento acelerado de la demanda, que conduce muchas veces a la sobrecarga

del equipamiento tanto del sistema de transmisión como en distribución.

Transformadores Sobrecargados de empresas distribuidoras del Estado EMPRESA SUBESTACIÓN EQUIPO TENSIÓN (kV) POTENCIA (MVA) FU

ELECTRO ORIENTE JAÉN T60551 4.16/60 8.33 101.2%

ELECTRO ORIENTE CT IQUITOS T-01 60/10 11.2 100.9%

ELECTRO ORIENTE SANTA ROSA T-03 60/10 7.5 100.3%

ELECTRO SUR ESTE CALCA TA01 34.5/10.5 1.13 108.8%

ELECTRO SUR ESTE URUBAMBA TA01 34.5/10.5 2.5 100.0%

ELECTRO UCAYALI PUCALLPA TR5 60/22.9/10.5 25/25/25 108.0%

ELECTROCENTRO AYACUCHO 4-TP-202 66/22.9/10 kV 15/4/15 111.8%

ELECTRONORTE POMALCA TP6008 60/22.9/10 7/7/2 104.6%

ELECTRONORTE CHICLAYO OESTE TP6002 60/10 17.5 103.3%

ELECTRONORTE CHICLAYO OESTE TP6001 60/10 17.5 101.6%

ELECTROPUNO ANANEA TPA-052 60/22.9/10 7/7/2.5 117.9%

ELECTROPUNO BELLAVISTA T0101 60/10 5.5 105.5%

HIDRANDINA PACASMAYO TP 6022 60/10 5 105.7%

HIDRANDINA CARHUAZ TP 6011 66/13.8 2.5 104.5%

ELECTROSUR YARADA YAT1 66/10.5 3 100.0%

En el 2012 se tienen

aproximadamente 244

transformadores operados

por las EDE, de los cuales 15

se encuentran

sobrecargados que

representan el 6.1% del

total y 47 transformadores

están próximos a la

sobrecarga y representan el

19.3%. Como por ejemplo:

� Falta de mantenimiento (franja de servidumbre, entre otras).

Muchas el servicio eléctrico se ve interrumpido por desconexiones debido a fallas en líneas de

transmisión y/o redes de distribución, originadas principalmente por el acercamiento y/o caídas de

árboles sobre la faja de servidumbre.

Por ejemplo:

- 17 desconexiones de la línea de transmisión 138kV San Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado

desde el año 2009 a la fecha

- 7 desconexiones de la línea de transmisión 138 kV Tocache - Bellavista

� Descargas Atmosféricas

Existe muchas líneas de transmisión y redes de distribución eléctricas, que atraviesan zonas de alto

nivel isoceráunico y en algunos casos no tienen un adecuado sistema de protección contra descargas

atmosféricas (pararrayos, cables de guarda, puesta tierra, etc.), cuya consecuencia es la desconexión

de estos enlaces y el corte total del suministro eléctrico de todo un sistema. Su configuración muchas

veces radial, agudiza éste problema, haciéndolos aún más vulnerables ante cualquier evento o

perturbación que afecte a la red que los enlaza.

- En la Selva del departamento de Madre de Dios, el

2012, la interconexión 138 kV San Gabán-Mazuko-

Puerto Maldonado afrontó 14 desconexiones debido a

descargas atmosféricas, interrumpiendo el suministro

eléctrico a todo el departamento de Madre de Dios.

- En la Selva del departamento de San Martin, el 2012,

la interconexión 138 kV Tocache-Bellavista afrontó 3

desconexiones por descargas atmosféricas.

Interrumpiendo el suministro eléctrico a todo el

sistema Tarapoto -Moyobamba.

� Hurtos de conductores

El hurto de conductores ha tenido un incremento en nuestro país, causando millonarias pérdidas a las

empresas además de afectar la prestación de servicios públicos. El tema es tan preocupante para la

población, que al quedarse sin energía eléctrica, genera consecuencias como: la falta de servicios

básicos (telefonía, agua, etc.), incremento de las quejas y reclamos, pérdidas económicas y malestar a

los usuarios., inseguridad ciudadana y exposición a redes de electricidad descubiertas que puede

ocasionar accidentes fatales y Pérdidas económicas en Industrias y comercios, entre otras.

Actualmente, esta problemática la están pasando

muchos sistemas eléctricos del norte del país en

especial los sistemas eléctricos de Tumbes,

Tumbes Rural, Sullana, El Arenal y Paita, entre

otros sistemas y las líneas de transmisión L-3340,

34.5 kV S.E. Santiago de Cao – S.E. Casagrande 1,

línea L-3342, 34.5 kV S.E. Casagrande 1 - S.E.

Paijan, línea L-6662, 60 kV S.E. Sullana – S.E. El

Arenal, entre otras.

� Corte Programado por Falta de Generación (Déficit de Generación)

Ocurre cuando toda la generación despachada no alcanza a cubrir la demanda de las horas punta

debida principalmente a:

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

00:0

0

01:0

0

02:0

0

03:0

0

04:0

0

05:0

0

06:0

0

07:0

0

08:0

0

09:0

0

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

0

00:0

0

DE

MA

ND

A (

MW

)

MAXIMA POTENCIA DE GENERACION

DISPONIBLE

DEMANDA EN LA HORA PICO QUE NO PODRA SER

ABASTECIDA

DEMANDA HORARIA DEL SISTEMA ELECTRICO

� Indisponibilidad de líneas de

transmisión

� Indisponibilidad de parque de

generación

� Aumento de la demanda.

Esta problemática sucede actualmente en los sistemas eléctricos de la región Norte (Piura, Trujillo,

Chiclayo) y en los sistemas eléctricos del Callejón de Huaylas; Caraz – Carhuaz –Huaraz, Ticapampa,

entre otros sistemas abastecidos desde la C.H. de Huallanca (Cañón del Pato).

� Falta de inversión en mantenimiento y reforzamientos, de las instalacionesde los sistemas de transmisión a cargo de las empresas distribuidoras

Las concesionarias de distribución no están cumpliendo con los planes de inversión aprobados por

OSINERGMIN. Debido a diversos factores entre otros a la falta de financiamiento de sus proyectos

de inversión a largo plazo y falta de gestión de los mismos.

Actualmente las empresas que operan a los sistemas secundarios de transmisión -SST, continúan

minimizando sus inversiones en infraestructura, mantenimiento y en especial en la Renovación y

Mejoramiento de sus Instalaciones correspondientes a los SST, trayendo como consecuencia el

deterioro progresivo de la calidad del servicio eléctrico, es decir, mala calidad de la tensión,

frecuencia y altos índices de calidad del suministro eléctrico tanto en frecuencia como en duración

de interrupciones que perjudican a todos los usuarios del servicio público de electricidad.

� Identificación, Control y monitoreo de sistemas eléctricos a nivel nacional.

� Supervisión de campo de sistemas eléctricos críticos.

� Evaluación de Interrupciones en el SEIN.

� Monitoreo del Plan de Acción de los sistemas eléctricos críticos de las empresas dedistribución 2012, tendientes a disminuir interrupciones.

� Evaluación de Sobrecarga de Transformadores y Congestión de Líneas deTransmisión en el SEIN.

� Evaluación de Margen de Reserva en Sistemas Eléctricos aislados.

� Determinación y verificación del cumplimiento de las compensaciones.

� Procesos sancionadores, multas por transgredir las tolerancias establecidas en lanormativa vigente y procedimientos de supervisión de OSINERGMIN.

� Tablero y Panel de Indicadores Sectoriales, para alertar a los grupos de interés sobrefactores que pueden afectar la seguridad, la calidad del servicio eléctrico y el medioambiente. (FONAFE, Empresas distribuidoras y Minem).

Acciones desarrolladas por OSINERGMIN

Alternativas para mejorar la calidad del servicio eléctrico Recomendaciones generales para reducir las interrupciones

• Implementar un plan de mitigación de hurto de conductores, identificando a

los compradores de material hurtado e impedir la exportación de chatarra.

• Efectuar mantenimiento de las instalaciones criticas.

• Implementar pararrayos, descargadores, puestas a tierra en instalaciones

eléctricas, recloser o reconectador y detectores de fallas.

• Incentivar la inversión en las empresas distribuidoras del estado, modificando

normas que permitan el acceso al financiamiento a mediano y largo plazo en

las empresas del estado.

• Instalar grupos de reserva ante indisponibilidad de las líneas de transmisión o

transformadores, reforzando los márgenes de reserva en los sistemas

eléctricos radiales

Alternativas específicas tendientes a mejorar la calidad del servicio en sistemas eléctricos

críticos

Se necesita un aproximado de S/ 962 millones de nuevos soles de inversión con el fin de

mejorar la calidad del servicio eléctrico en los Sistemas Eléctricos Altamente Críticos. El

mayor monto de inversión corresponde a las alternativas para solucionar la problemática

del suministro eléctrico al sistema aislado de Iquitos, monto que asciende a S/. 441

millones, que implican su interconexión al SEIN y la implementación de reserva fría en los

sistemas eléctricos de Iquitos (70 MW), Pucallpa (40 MW) y Puerto Maldonado (18MW),

con un monto aproximado de S/. 328 millones

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico IQUITOS

55

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico IQUITOS

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ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico PUERTO MALDONADO

57

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico CHACHAPOYAS

58

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico PUCALLPA

59

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico Callejón de Huaylas

60

61

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico Cajamarca

62

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico BAGUA-JAEN

63

ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico BAGUA-JAEN

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ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico TARMA-CHANCHAMAYO

muchas gracias ….