(PPT XI Curso Extension - Supervision de Sistemas Eléctricos Críticos -ARRA FINAL)
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“SUPERVISIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS”
Alex Rojas A.
Enero 2013
XI CURSO DE EXTENSIÓN UNIVERSITARIA - 2013
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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)
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� 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
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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.
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¿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
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Situación actual de la calidad del suministro
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• 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
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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
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� 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.
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Metodología
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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
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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
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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)
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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
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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
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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
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ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico CHACHAPOYAS
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ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico PUCALLPA
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ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico Callejón de Huaylas
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ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico Cajamarca
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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 BAGUA-JAEN
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ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA CALIDAD DEL SERVICIO E LÉCTRICOProblemática de sistema eléctrico TARMA-CHANCHAMAYO
muchas gracias ….