División de Supervisión de Eléctrica Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 (Problemática de interrupciones en instalaciones críticas de transmisión que abastecen a sistemas eléctricos y sus alternativas de solución) Magdalena del Mar, marzo de 2017
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División de Supervisión de Eléctrica
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017
SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 (Problemática de interrupciones en instalaciones críticas de transmisión
que abastecen a sistemas eléctricos y sus alternativas de solución)
Magdalena del Mar, marzo de 2017
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 1
RESUMEN EJECUTIVO
1. OBJETIVO
Presentar los sistemas de transmisión críticos 2017, determinados como resultado de la evaluación de la performance de las instalaciones de transmisión y de los indicadores de interrupciones SAIFI y SAIDI con origen en las instalaciones de transmisión.
Efectuar el diagnóstico de la calidad del suministro en los sistemas eléctricos críticos 2017, mostrando la problemática de interrupciones; así como sus respectivas alternativas de solución de corto, mediano (PIT 2013‐2017, PIT 2017‐2021) y largo plazo (Plan de Transmisión COES); entre otras tendientes a reducir las interrupciones originadas en los sistemas de transmisión que los abastece.
Establecer las metas de los indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables desde el año 2017 al 2021 para los sistemas eléctricos críticos, con el fin de mantener las tendencias hacia la mejora de la calidad de suministro eléctrico para los próximos años.
2. ALCANCE
Con información al año 2016, la determinación de los “Sistemas de Transmisión Críticos 2017” se realizó en base a la criticidad de líneas de transmisión y transformadores, los cuales excedieron las tolerancias de tasa de falla e indisponibilidades, congestión, sobrecarga y otros por conformar un sistema radial. Dicha evaluación se obtuvo del reporte de las empresas de acuerdo al procedimiento N°091 de Osinergmin, estas son:
o Evaluación de 705 líneas de transmisión a nivel nacional pertenecientes a 80 empresas eléctricas distribuidoras, transmisoras y generadoras cuyos niveles de tensión varían desde de 30 kV a 500 kV.
o Evaluación de 713 transformadores a nivel nacional pertenecientes a 75 empresas eléctricas.
Así mismo se realizó la determinación considerando a los sistemas eléctricos de distribución que fueron afectados en sus instalaciones de transmisión de naturaleza no programada (fallas) y con responsabilidad propia y fenómenos naturales los cuales excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI de transmisión.
SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 (Problemática de interrupciones en instalaciones críticas de transmisión
que abastecen a sistemas eléctricos y sus alternativas de solución)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 2
3. SISTEMAS TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017
Para el año 2017, se determinaron 37 sistemas de transmisión críticos a nivel nacional, cuyas instalaciones eléctricas críticas pertenecen a 19 empresas eléctricas como son: Chinango, Consorcio Transmantaro (TRM), Egesur, Electro Dunas, Electro Oriente, Electro Puno, Electro Sur Este, Electrocentro, Electronoroeste, Electronorte, Eteselva, Hidrandina, Proyecto Especial Olmos‐Tinajones, Redesur, REP, Seal, Sinersa, SN Power Perú y Sociedad Minera Cerro Verde.
Los 37 sistemas de transmisión críticos están conformados por 59 líneas y 28 transformadores CRÍTICOS, los cuales excedieron entre tolerancias de tasas de falla e indisponibilidad, así como sobrecarga, congestión, a punto de sobrecargarse y/o congestionarse y otros por formar parte de un sistema radial.
De las 59 líneas de transmisión críticas, 37 solo excedieron las tolerancias establecidas de horas indisponibles de líneas (INDISL) y/o número de fallas de líneas (TFL), 7 líneas por congestión, 10 líneas a punto de congestionarse (cargabilidad >98% y <100%), 1 línea por excedencia de tolerancia INDISL y a punto de congestionarse y 4 líneas por formar parte de una radial crítica.
De los 28 transformadores, 15 excedieron las tolerancias establecidas de horas indisponibles (INDISE) y/o número de fallas (TFC), 2 transformadores solo por sobrecarga, 9 transformadores a punto de sobrecargarse (cargabilidad >98% y <100%) y 2 transformadores por excedencia de la tolerancia de TFC y a punto de sobrecargarse.
Cuadro: Sistemas de transmisión críticos 2017 y sistemas eléctricos afectados por desconexiones en las instalaciones críticas de transmisión
34 Ventanilla ‐ Chavarría ‐ Santa Rosa ‐ Industriales ‐ San Juan ‐ Pomacocha ‐ Campo Armiño
REP
L‐2246 Ventanilla ‐ Chavarría
220 ‐ SEIN
L‐2206 Pomacocha ‐ San Juan
L‐2205 Pomacocha ‐ San Juan
L‐2202 Campo Armiño ‐ Pomacocha
L‐2201 Campo Armiño ‐ Pomacocha
L‐2003 Santa Rosa ‐ Chavarría
L‐2004 Santa Rosa ‐ Chavarría
L‐2011 Santa Rosa ‐ San Juan
L‐2018 San Juan ‐ Industriales
35 Vizcarra‐Huallanca Nueva‐ La Unión
ELC L‐6067 Huallanca Nueva – La Unión 60 ELC Huánuco, Huánuco Rural 1
y Huánuco Rural 2
36 Pichanaki‐Oxapampa‐Villa Rica‐Puerto Bermúdez
ELC L‐6084 Villa Rica ‐ Pichanaki
60 ELC Pichanaki, Pozuzo y Chalhuamayo Satipo L‐6080 Oxapampa ‐ Villa Rica
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N° Sistemas de Transmisión
Críticos 2017
Instalaciones de transmisión críticas 2017
Empresa Sistemas eléctricos
afectados con incidencia en transmisión Empresa
Líneas de transmisión y transformadores críticos.
Tensión (kV)
L‐6082 Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez
37 Marcona‐Jahuay‐Bella Unión SEA L‐6672 Marcona – Bella Unión 60 SEA Bella Unión‐Chala
Son 124 sistemas eléctricos afectados considerados para el año 2017 y tienen como concesión a 12 empresas eléctricas de distribución a nivel nacional, de las cuales: 10 empresas son del Estado ‐ FONAFE (Electro Ucayali, Electro Sur Este, Electro Puno, Electrocentro, Electro Oriente, Electronoroeste, Hidrandina, Seal, Electronorte y Electrosur), 1 empresa Municipal (Electro Tocache) y 1 empresa Privada (Electro Dunas).
4. SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS CON ALTA INCIDENCIA EN TRANSMISIÓN 2017
Se determinaron 75 sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión a nivel
nacional y gestionables, pertenecientes a 9 empresas eléctricas de distribución: 8
empresas de FONAFE (Electro Oriente, Electro Puno, Electro Sur Este, Electrocentro,
Electronoroeste, Electrosur, Hidrandina y Seal) y 1 empresa Privada (Electro Dunas).
De los 75 sistemas eléctricos críticos; 57 sistemas, excedieron las tolerancias de
transmisión mayor al 200% en SAIFI; y 18 sistemas excedieron las tolerancias de
transmisión hasta el 200% en SAIFI. Estos sistemas se muestran en el siguiente cuadro.
Cuadro: Sistemas Eléctricos Críticos 2017
Nº Empresa Sistema Clientes ST**
SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas
Presentar los sistemas de transmisión críticos 2017, determinados como resultado de la evaluación de la performance de las instalaciones de transmisión y de los indicadores de interrupciones SAIFI y SAIDI con origen en las instalaciones de transmisión.
Efectuar el diagnóstico de la calidad del suministro en los sistemas eléctricos críticos 2017, mostrando la problemática de interrupciones; así como sus respectivas alternativas de solución de corto, mediano (PIT 2013‐2017, PIT 2017‐2021) y largo plazo (Plan de Transmisión COES); entre otras tendientes a reducir las interrupciones originadas en los sistemas de transmisión que los abastece.
Establecer las metas de los indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables desde el año 2017 al 2021 para los sistemas eléctricos críticos, con el fin de mantener las tendencias hacia la mejora de la calidad de suministro eléctrico para los próximos años.
2. ALCANCE
Con información al año 2016, la determinación de los “Sistemas de Transmisión Críticos 2017” se realizó en base a la criticidad de líneas de transmisión y transformadores, los cuales excedieron las tolerancias de tasa de falla e indisponibilidades, congestión, sobrecarga y otros por conformar un sistema radial. Dicha evaluación se obtuvo del reporte de las empresas de acuerdo al procedimiento N°091 de Osinergmin, estas son:
o Evaluación de 705 líneas de transmisión a nivel nacional pertenecientes a 80 empresas eléctricas distribuidoras, transmisoras y generadoras cuyos niveles de tensión varían desde de 30 kV a 500 kV.
o Evaluación de 713 transformadores a nivel nacional pertenecientes a 75 empresas eléctricas.
Así mismo se realizó la determinación considerando a los sistemas eléctricos de distribución que fueron afectados en sus instalaciones de transmisión de naturaleza no programada (fallas) y con responsabilidad propia y fenómenos naturales los cuales excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI de transmisión.
3. AMBITO DE SUPERVISIÓN DE LA DIVISIÓN DE SUPERVISIÓN DE ELECTRICIDAD
Osinergmin está permanentemente realizando el monitoreo a las empresas eléctricas de distribución, transmisión y generación a nivel nacional, mediante procedimientos de supervisión y fiscalización de las actividades eléctricas con objetivos, alcances,
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que abastecen a sistemas eléctricos y sus alternativas de solución)
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metodología, sanciones y multas disuasivas que permitan una labor de supervisión más eficaz y eficiente, a través de técnicas de control basadas en indicadores, registros de información generados por las propias concesionarias, control de muestreo estadístico y delimitación de responsabilidades a los concesionarios, todo ello con el fin de fomentar la mejora a la calidad de suministro eléctrico a los usuarios finales. En la siguiente figura se aprecia el parque de instalaciones supervisadas en el año 2016.
Figura Nº 1
Parque de instalaciones supervisadas durante el año 2016
Para el año 2017, la división de supervisión de electricidad (DSE) de Osinergmin consideró, entre otros objetivos, identificar y supervisar a los sistemas de transmisión críticos 2017, el cual comprende lo siguiente:
Sistemas de transmisión operados por empresas distribuidoras, transmisoras y generadoras que presenten líneas de transmisión y transformadores con tasas de fallas e indisponibilidad que superan las tolerancias establecidas, de acuerdo al procedimiento Nº 091‐2006‐OS/CD “Procedimiento para la Supervisión y Fiscalización del Performance de los sistemas de Transmisión”, así como aquellas instalaciones que presenten criticidad por sobrecarga y congestión y otros por conformar un sistema radial.
Sistemas eléctricos correspondientes empresas eléctricas concesionarias de distribución a nivel nacional abastecidos desde lo sistemas de transmisión, con indicadores de interrupciones SAIFI y SAIDI de transmisión que transgredieron sus tolerancias. Para la evaluación de su criticidad se utilizó la información de interrupciones reportadas por las empresas distribuidoras Privadas y del Estado, de acuerdo a lo establecido en el procedimiento Nº 074‐2004‐OS/CD “Supervisión de la Operación de los Sistemas Eléctricos de empresas distribuidoras”.
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Mediante la supervisión a los sistemas de transmisión críticos considerados para el presente año 2017, con información base de los reportes de interrupciones suscitados durante el año 2016, se tiene como objetivo mejorar la calidad de suministro eléctrico mediante alternativas de solución a corto, mediano y largo plazo, presentados en el Plan de inversión de transmisión (PIT 2017‐2021), Plan de transmisión del COES, Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) y otras alternativas propuestas por la DSE.
4. SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017
Los sistemas de transmisión se utilizan como medio de transporte para el abastecimiento de energía eléctrica desde las centrales generadoras hasta las redes de distribución del usuario final y están conformados principalmente por líneas de transmisión y transformadores de potencia, las cuales denominaremos instalaciones eléctricas de transmisión.
Durante el año 2016, se presentaron continuas desconexiones eléctricas en los sistemas
de transmisión afectando la calidad de suministro de los sistemas eléctricos de
distribución (usuarios finales). Para el año 2017, se consideró evaluar a los sistemas de
transmisión a nivel nacional, mediante los siguientes criterios:
Información de desconexiones de líneas de transmisión y equipos reportados por las
empresas distribuidoras, transmisoras y generadoras, de acuerdo a lo establecido en
el Procedimiento Nº 091‐2006‐OS/CD de Osinergmin.
Interrupciones forzadas (fallas) cuya duración superan los 3 minutos.
Causas de interrupción de falla propia de la concesionaria.
Potencia interrumpida mayor a 0 MW.
Instalaciones que superaron las tolerancias de tasa de falla e indisponibilidad de
líneas de transmisión y transformadores.
Líneas congestionadas y transformadores sobrecargados (cargabilidad >100%)
evaluados al 4 tercer trimestre de 2016.
Líneas y transformadores a punto de sobrecargar (cargabilidad >98% y <100%)
evaluados al 4 tercer trimestre de 2016.
Sistemas de transmisión con radiales críticas que abastecen a sistemas eléctricos.
Los sistemas de transmisión considerados críticos en el 2017, ocasionaron transgresión en
las tolerancias de los indicadores de calidad del suministro SAIFI y SAIDI de transmisión de
los sistemas eléctricos en el año 2016, los cuales serán evaluados en ítem 5 del presente
informe.
4.1 INDICADORES DE TRANSMISIÓN
Indicadores de Performance en transmisión:
Se utilizó información base de los reportes de interrupciones de las empresas eléctricas de distribución, transmisión y generación a nivel nacional, estos de acuerdo al procedimiento Nº 091‐2006‐OS/CD “Procedimiento para la Supervisión y Fiscalización del Performance
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de los sistemas de Transmisión”, cuyo propósito es el de garantizar el suministro de electricidad a los usuarios del servicio eléctrico.
Líneas de transmisión que excedieron las tasas de falla:
Se supervisa las desconexiones de líneas que ocasionan interrupciones del suministro de energía eléctrica a los usuarios del servicio público de electricidad y se calculan los indicadores de performance en base a estas desconexiones.
Para la obtención de la tolerancia por interrupciones en las líneas de transmisión se evalúa mediante el siguiente indicador:
‐ Número de fallas por cada 100 km‐año (Líneas de transmisión ≥ a 100 km)
TFL N°FallasExt. LT
100
‐ Número de fallas por año (Líneas de transmisión < a 100 km)
TFL N°Fallas
TFL: Número de fallas que ocasionan interrupciones mayores a 3 minutos, en
un año.
Cuadro Nº 1
Gradualidad de tolerancias en líneas de transmisión.
Fuente: Osinergmin – Elaboración propia
Transformadores de potencia que excedieron el límite de tasa de falla:
Se supervisa las desconexiones de componentes (equipos) de las subestaciones que ocasionan interrupciones del suministro a los usuarios del servicio público de electricidad y se determinan los indicadores de performance en base a estas desconexiones. Para la obtención de la tolerancia por interrupciones en los transformadores se evalúa mediante el siguiente indicador:
‐ Número de fallas por año.
TFL N°Fallas
TFL: Número de fallas que ocasionan interrupciones mayores a 3 minutos, en
un año.
1° al 12°
mes
12° al 24°
mes
Años
adelante
1° al 12°
mes
12° al 24°
mes
Años
adelante
Nivel de tensión: 220 kV 1.2 1.1 1 1.65 1.6 1.5
Nivel de tensión: 138 kV 2.4 2.2 2 3.2 3.1 3
Nivel de tensión: ≥ a 30
kV y < a 75 kV.4.2 4.1 4 5.4 5.2 5
Nivel de tensión: 220 kV 3 2 1 4 3 2
Nivel de tensión: 138 kV 4 3 2 6 5 4
Nivel de tensión: ≥ a 30
kV y < a 75 kV.6 5 4 10 9 8
Número de fallas
por año
Líneas de
transmisión
menores a 100 km.
Costa Sierra y Selva
Gradualidad de la Tolerancia
ComponenteUnidad
Líneas de
transmisión igual o
mayores de 100
km.
Número de fallas
por cada 100 km ‐
año
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 5
Cuadro Nº 2
Gradualidad de tolerancias en transformadores.
Fuente: Osinergmin – Elaboración propia
Indisponibilidad de subestaciones y líneas de transmisión:
Se supervisa el número de indisponibilidades de cada componente de las subestaciones
(transformador, auto transformador, equipo de compensación, barras o celdas) y líneas
de transmisión por año.
Para la obtención de la tolerancia por indisponibilidad se evalúa mediante los siguientes
indicadores:
‐ Número de indisponibilidades por año de componentes de subestaciones.
INDISE HIND
‐ Número de indisponibilidades por año de líneas de transmisión.
INDISL HIND
HIND: Número de horas de indisponibilidades del componente en un año.
Cuadro Nº 3
Gradualidad de tolerancias en transformadores y líneas de transmisión.
Fuente: Osinergmin – Elaboración propia
1° al 12°
mes
12° al 24°
mes
Años
adelante
1° al 12°
mes
12° al 24°
mes
Años
adelante
Número de fallas
por año3 2 1 3 2 1
Transformadores, Auto transformadores,
equipos de compensación o celdas. En
niveles de tensión igual o mayor de 30 kV.
Barra en el nivel de tensión igual o mayor a
30 kV.
Unidad Componente
Gradualidad de la Tolerancia
Costa Sierra y Selva
1° al 12° mes12° al 14°
mes Año
adelante1° al 12° mes
12° al 24° mes
Años adelante
8 7 6 8 7 6
6 5 4 6 5 4
3 2 1 3 2 1
Nivel de tensión: 220 y 138 kV 10 9 8 10 9 8
Nivel de tensión: Igual o mayor de 30 kV o menor a 75 kV
8 7 6 8 7 6
Nivel de tensión: 220 y 138 kV 8 7 6 8 7 6
Nivel de tensión: Igual o mayor de 30 kV o menor a 75 kV
6 5 4 6 5 4
ComponenteUnidad
Gradualidad de la Tolerancia
Costa Sierra y Selva
Horas de indisponibilidad
por año
Líneas de transmisión o mayores a 100 km, o
sus celdas.
Barra en el nivel de tensión igual o mayor de 30 kV.
Transf., auto transf., equipo de compensación; o celdas, en el nivel de tensión igual o mayor a 30 kV y
menor de 75 kV.
Transf., auto transf., equipo de compensación; o celdas, en el nivel de tensión 220 kV y 138 kV.
Horas de indisponibilidad
por año Líneas de transmisión o mayores a 100 km, o
sus celdas.
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Factores de uso para la determinación de instalaciones eléctricas en alerta:
La determinación de las instalaciones eléctricas en alerta, se realiza en base a los reportes
de máximas cargas de transformadores y corrientes de líneas de transmisión, reportados
mensualmente a Osinergmin en cumplimiento al “Procedimiento para Supervisar y
Fiscalizar el Performance de los Sistemas de Transmisión” (en adelante Procedimiento Nº
091‐2006‐OS/CD), publicado en el diario “El Peruano” el 10 de marzo del 2006 y
modificatorias. Adicionalmente, con dicha información se solicita a las empresas la
validación de los reportes especificando la condición de operación y envió de registros de
carga integrados cada 15 minutos solo de las instalaciones que estén operando por
encima o cerca de sus límites de capacidad, para asegurar que los resultados y
conclusiones sean representativos respecto a los niveles de carga de las instalaciones del
sistema de transmisión eléctrico.
Criterio para determinar la sobrecarga en transformadores:
Para dicho control y análisis se define el término “FACTOR DE USO” de sobrecarga en
transformadores, el cual mide el grado de utilización de la capacidad nominal del equipo y
se calcula de la siguiente manera:
Factordeuso Máximacargaregistrada MVA
Criterio para determinar la congestión en líneas de transmisión:
Para dicho control y análisis se define el término “FACTOR DE USO” de sobrecarga en
líneas, el cual mide el grado de utilización de la capacidad nominal y se calcula de la
siguiente manera:
Factordeuso Máximacorrienteregistrada A
4.2 DETERMINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017
Para el año 2017, se determinaron 37 sistemas de transmisión críticos a nivel nacional, cuyas instalaciones eléctricas críticas pertenecen a 19 empresas eléctricas como son: Chinango, Consorcio Transmantaro (TRM), Egesur, Electro Dunas, Electro Oriente, Electro Puno, Electro Sur Este, Electrocentro, Electronoroeste, Electronorte, Eteselva, Hidrandina, Proyecto Especial Olmos‐Tinajones, Redesur, REP, Seal, Sinersa, SN Power Perú y Sociedad Minera Cerro Verde.
Los 37 sistemas de transmisión críticos están conformados por 59 líneas y 28 transformadores CRÍTICOS, los cuales excedieron entre tolerancias de tasas de falla e indisponibilidad, así como sobrecarga, congestión, a punto de sobrecargarse y/o congestionarse y otros por formar parte de un sistema radial.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 7
De las 59 líneas de transmisión críticas, 37 solo excedieron las tolerancias establecidas de horas indisponibles de líneas (INDISL) y/o número de fallas de líneas (TFL), 7 líneas por congestión, 10 líneas a punto de congestionarse (cargabilidad >98% y <100%), 1 línea por excedencia de tolerancia INDISL y a punto de congestionarse y 4 líneas por formar parte de una radial crítica.
De los 28 transformadores, 15 excedieron las tolerancias establecidas de horas indisponibles (INDISE) y/o número de fallas (TFC), 2 transformadores solo por sobrecarga, 9 transformadores a punto de sobrecargarse (cargabilidad >98% y <100%) y 2 transformadores por excedencia de la tolerancia de TFC y a punto de sobrecargarse.
En el siguiente cuadro se muestran a los 37 sistemas de transmisión críticos 2017 los cuales afectaron la calidad de suministro de 124 sistemas eléctricos debido a desconexiones suscitadas en las instalaciones de transmisión.
Cuadro Nº 4
Sistemas de transmisión críticos 2017 y sistemas eléctricos afectados por desconexiones en las
34 Ventanilla ‐ Chavarría ‐ Santa Rosa ‐ Industriales ‐ San Juan ‐ Pomacocha ‐ Campo Armiño
REP
L‐2246 Ventanilla ‐ Chavarría
220 ‐ SEIN
L‐2206 Pomacocha ‐ San Juan
L‐2205 Pomacocha ‐ San Juan
L‐2202 Campo Armiño ‐ Pomacocha
L‐2201 Campo Armiño ‐ Pomacocha
L‐2003 Santa Rosa ‐ Chavarría
L‐2004 Santa Rosa ‐ Chavarría
L‐2011 Santa Rosa ‐ San Juan
L‐2018 San Juan ‐ Industriales
35 Vizcarra‐Huallanca Nueva‐ La Unión
ELC L‐6067 Huallanca Nueva – La Unión 60 ELC Huánuco, Huánuco Rural 1
y Huánuco Rural 2
36 Pichanaki‐Oxapampa‐Villa Rica‐Puerto Bermúdez
ELC
L‐6084 Villa Rica ‐ Pichanaki
60 ELC Pichanaki, Pozuzo y Chalhuamayo Satipo
L‐6080 Oxapampa ‐ Villa Rica
L‐6082 Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez
37 Marcona‐Jahuay‐Bella Unión SEA L‐6672 Marcona – Bella Unión 60 SEA Bella Unión‐Chala
Son 124 sistemas eléctricos afectados considerados para el año 2017 y tienen como concesión a 12 empresas eléctricas de distribución a nivel nacional, de las cuales: 10 empresas son del Estado ‐ FONAFE (Electro Ucayali, Electro Sur Este, Electro Puno,
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Electrocentro, Electro Oriente, Electronoroeste, Hidrandina, Seal, Electronorte y Electrosur), 1 empresa Municipal (Electro Tocache) y 1 empresa Privada (Electro Dunas).
En el anexo N°1 se presentan las excedencias de las líneas y transformadores (Instalaciones críticos) INDISL2, INDISE3, TFL4 y TFC5; así como la cargabilidad de líneas congestionadas (LSC), transformadores sobrecargados (TS), líneas a punto de congestionarse (LAS) y transformadores a punto de sobrecargarse (TAS).
4.3 CAUSAS DE INTERRUPCIONES EN LAS INSTALACIONES DE TRANMISIÓN CRÍTICAS
Las instalaciones de transmisión críticas (59 líneas de transmisión y 28 transformadores)
consideradas para el año 2017, presentaron gran número y duración de interrupciones
eléctricas cuyas causas predominantes se presentan en el siguiente cuadro.
Cuadro Nº 5
Causas predominantes en las instalaciones de transmisión
7 Machupicchu ‐ Cachimayo ‐Dolores Pata‐Quencoro ‐ Pisac – Urubamba
ESE L ‐ 6006 Cachimayo – Pisac Descargas atmosféricas
8 Caraz ‐ Carhuaz ‐ Huaraz ‐ Ticapampa
HID L‐6681 S.E. Picup (Huaraz) ‐ S.E. Ticapampa
Contacto con árbol (desconexión de la línea L‐6681)
2 INDISL: Disponibilidad de línea de transmisión. 3 INDISE: Disponibilidad de subestaciones (equipos, transformadores, etc.). 4 TFL: Frecuencia de falla de línea. 5 TFC: Frecuencia de falla de subestaciones.
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Del cuadro se observa que la frecuencia promedio de interrupciones (SAIFI) y la
duración promedio de interrupciones (SAIDI) con incidencia en zonas de transmisión
hicieron un total de 11 veces promedio y 12 horas promedio de interrupciones,
durante el año 2016.
c. Causa de interrupciones
La principal causa de la frecuencia de interrupciones (SAIFI) y la duración de
interrupciones (SAIDI) fue por descargas atmosféricas, lo que ocasionaron fallas en la
línea L‐401 (SE Cobriza – SE Machahuay).
Cuadro Nº 22
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016*.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Falla equipo 47355 1.30 2.50
Descargas atmosféricas 47355 5.84 0.99
Otros ‐ Fenómenos Naturales 45490 0.66 0.11
Total 7.8 3.6
*SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016
Figura Nº 20 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 34
La causa de interrupción Descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 5.84 y un SAIDI
de 0.99, con un 75% y 27% de incidencia en las instalaciones de transmisión
respectivamente.
d. Interrupciones por componente
A continuación se presentan a las interrupciones eléctricas suscitadas dentro de la
concesión del sistema eléctrico de Ayacucho en las instalaciones de transmisión y de
naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 21 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por falla de
equipo, descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales, produjeron
desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por falla de equipo: P413 (SET Ayacucho).
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay)
‐ Causa por otros fenómenos naturales: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay).
CAMPO
ARMIÑO
L−2227
MOLLEPATA
SET AYACUCHO
CH. QUICAPATA
10 kV
10 kV
69 kV
220 kV
2.4 kV
10 kV
L−6064 (L404)
69/22.9/10 kV15/4/15 MVA
66 kVB4001
ACSR - 240 mm²4.50 km
4-TP-202YNyn0d5
P413
B4002
2 MVAR4BC−010−02
4-TG-200ynD510/2.4 kV1250 kVA
4GE−024−202 4GE−024−201
2.4 kV
4-TP-208Ydn112.4/10 kV650 kVA
4-TP-210Ydn11
2.4/10 kV650 kVA
B4010
G408
66 kV
P468
L−6063 (L403)ACSR - 240 mm²
23.72 km
L−6062 (L402)ACSR - 240 mm²
51.78 km
L−6061 (L401)ACSR - 240 mm²
1.45 km
Cobriza (Mina)
B4022
Tip
o H
aw
k A
CS
R 4
77M
CM
- 240
mm
²5
5 km
L−6
602 (L
482
)
P444
07850171
0786
078
9017
2079
0
0788T
0794
0175079
3
0795T
NA
A4005
Pampa
del Arco−L
os Mecá
nicos−Las A
renas
A4004
Urb. M
arisca
l Cáceres (E
MADE)
A4002
Zon
a C
éntrica
de Ayacucho
A4003
Canch
apa
ta−S
an M
elchor−Santa
Elena
A4001
Pla
za M
ayor (Z
ona C
éntrica de A
yacucho)
SS.A
A.
SS.A
A.
22.9 kV
B4003
A4006Quinua−Tambo (San Miguel)
A4008Tambillo−Ocros (Chumpe)
A4007Julcamarca (Vinchos)
SET CANGALLO
CH. LLUSITA
69 kV
22.9 kV
0.44 kV
G412
B4011
4-TP-216Ydn111 MVA
4-TP-214Ydn111 MVA
B4115
4-TR-203Reg. Tensión
14.4kV Monf.3x1.44MVA
22.9 kV
B4007
4-TR-201Reg. Tensión
14.4±10% kVMonf.
3x144kVA
4-AT-202Ynyn0
66/22.9kV3MVA
P467
B4006L−6
065 (L405
)A
AA
C -
12
0 m
m²
63.1
1 k
m
SS.AA.
A4019Vizchongo−Vilcashuaman
A4015Cangallo−Vischongo
A4020Pamal Chuschi
A4023Allpachaca
A4021Huancasancos−Carapo
A4014Mina Huancapi
A4015PSE Llusita: Colcamenca−Quilla
SS.AA.
4GE−005−2040.91 MW
4GE−005−2030.91 MW
SET HUANTA
69 kV
10 kV
SS.A
A.
A4009
Cua
rtel Castroca
ncha ( H
ospital H
uanca
yoc)
A4010
Zona
Urba
na H
uanta
(Mca
l. Sucre)
22.9 kV
10/22.9 kV3 MVA
4-TP-206Dyn5
B4099
A4011
Maca
chacra
(Hua
manguilla
)
A4012
San J
osé de Secce (C
ongalla
)
SET MACHAHUAY
69 kV
22.9 kV
B4114
B4008
P411
66/22.9 kV3 MVA
4-TP-212Dyn5
0.3
km
A4022
Chu
rcampa
−Loc
roja
A401
3San
Ped
ro d
e Cor
is
SET SANFRANCISCO
CH. SANFRANCISCO
66 kV
22.9 kV
0.44 kV
4 MVA
AA
AC
- 9
5 m
m²
85 k
m
G413
4-TP-220Ynd11
4-TP-218Ynd11
1 MVA1 MVA
4GE−005−206 4GE−005−207
B4009
G−10.77 MW
G−40.77 MW
A4029
Lobo
A4028
SET COBRIZA II
10 kV
4.16 kV
P482
69/10/4.16 kV26/13.3/13.3 MVA
Unida
d de Producción C
obriza
San Pedro de Coris (Tantar)
SS.A
A.
A4017
Des
act
ivado
B4004
P412
69/10 kV3 MVA
4-TP-204Ynd5
B4005
SE COBRIZA I69 kV230/69/10 kV
50/50/16.7 MVA
P481
L−6066A PAMPAS
0.6
5 k
m
69 kV
25 MVA
SS.AA.
L−6
079 (L420
)
4-TP-252Ynyn0d
P4116 10 kV
A4027
Camona
chari−N
ativida
d
A403
0Santa
Rosa
−Palm
apa
mpa
SS.A
A
22.9 kV B4116
A4018
Sivia
Hatu
m R
umi
SS.AA
I400193
I400143
I400142
69/66 kV
G−20.52 MW
G−10.52 MW
A401
6San
Fra
ncisco
Kim
biri
G−1500 kW
C.T. HUANTASKODA
10/2.4 kV0.5 MW
2.4 kV G−1500 kW
C.T.AYACUCHO
SKODA
10/2.4 kV0.5 MW
2.4 kV
Desconexión de la línea L401 por descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales.
Desconexión de la SET Ayacucho (P413) por falla de
equipo.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 35
5.3.1.5 PROBLEMÁTICA DE INTERRUPCIONES.
A continuación se presentan las interrupciones por componentes en los sistemas
eléctricos de Cangallo Llusita, San Francisco, Huanta Rural y Ayacucho suscitados durante
el año 2016 en las instalaciones de transmisión de la concesionaria de Electrocentro para
fallas gestionables (propias y fenómenos naturales). Así como, aquellas interrupciones
suscitadas en las instalaciones de transmisión obtenidas de los sistemas de transmisión
críticos 2017 por sobrecarga, congestión, tasas de falla, indisponibilidad y aquellas
instalaciones que estén a punto de sobrecargarse y/o congestionarse.
Las principales interrupciones que afectaron el suministro eléctrico a los sistemas de
Cangallo Llusita, San Francisco, Huanta Rural y Ayacucho durante el año 2016, fueron los
siguientes:
Interrupciones eléctricas con fallas gestionables (Electrocentro)
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, corte de emergencia, otros fenómenos
naturales y ajuste inadecuado de protecciones en las instalaciones eléctricas de
Cangallo Llusita.
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, corte de emergencia y otros fenómenos
naturales en las instalaciones eléctricas de San Francisco.
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, otros fenómenos naturales y ajuste
inadecuado de protecciones en las instalaciones eléctricas de Huanta Rural.
‐ Interrupciones por falla de equipo, descargas atmosféricas y otros fenómenos
naturales en las instalaciones eléctricas de Ayacucho.
Otras interrupciones eléctricas determinados en sistemas de transmisión críticos 2017
Problemática en el sistema de transmisión Cobriza I ‐ Cobriza II – Machahuay ‐ Huanta ‐
Mollepata ‐ San Francisco, debido principalmente a las causas:
‐ Deslizamiento de terreno produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e
indisponibilidad de la línea L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco con 13% y 120%,
respectivamente.
‐ Vientos huracanados produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de
100% en la SET 4‐TP‐252 San Francisco.
‐ Descargas atmosféricas produciendo excedencia de la tolerancia de indisponibilidad
de 294% de la línea L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 36
Figura Nº 22
Interrupción por componente a nivel de transmisión
5.3.1.6 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN.
A continuación se presentan las alternativas de solución para los sistemas eléctricos
críticos de Cangallo Llusita, San Francisco, Huanta Rural y Ayacucho.
Alternativas a corto plazo
‐ Medición, mejoramiento de puesta a tierra en las instalaciones eléctricas de San
Francisco y Mollepata e instalación de pararrayos L‐6602 (Cobriza I – Cobriza II) y L‐
6061 (Cobriza II – Machahuay).
‐ Instar a la empresa Statkraft y Electrocentro a contar con el personal y materiales
necesarios para operar físicamente sus instalaciones y la gestión de contingencias
como lo estipula el numeral 1.3.1 de la Norma Técnica de Operación en Tiempo Real
de los Sistemas Interconectados.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 37
Figura Nº 23
Alternativas de solución a corto plazo
Alternativas a mediano y largo plazo
‐ Cambio de transformador en 60/10 kV de 5 MVA por otro de 15 MVA en la SET San
Francisco, prevista para el año 2017 (PIT 2017‐2021).
‐ Línea de Transmisión en 220 kV Friaspata ‐ Mollepata de 90.5 km, 250 MVA y
ampliación de la S.E. Mollepata (MINEM ‐ POC 2017), solución definitiva a la
problemática de interrupciones en transmisión en la Región Ayacucho.
‐ Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya. Permitiendo
la evacuación más estable de la potencia desde las Centrales Mantaro, Restitución y
Cerro del Águila ‐ Plan de transmisión COES (2013‐2022).
Grupo [3x0.85 MW]
Generación AdicionalSan Francisco
Grupo [6x0.85 MW]
GeneraciónAdicionalAyacucho
L-6063
L-6064G1
G2
(2x650 kW)
L-6079
(23.72 km)
(80 km)
(4.7 km)
69/66 KV25 MVA
50/50/16,7 MVA
L-2227
10
COBRIZA I
220 kVCOBRIZA II
L-6602(55 km)
69 kV
26/13.3/13.3 MVA
4,16
DOE RUN
L-60
66
22,9
7/7/2 MVA
(27.8
km
)
10 22,9
3 MVA
69 kV
L-6061(1.45 km)
S.E. HUANTA
L-6062(51.78 km)
DERIVACIÓNHUANTA
L-6
069
(0.6
km)
3 MVA3 MVA
15 MVA
31/27.5/6.25 MVA
2.42x0,65 MVA
10kV
S.E. CANGALLO
69 kV
69 kV
S.E. SANFRANCISCO
G1
G222.9
1 MVA 6,9
1 MVA
(2x912 kW)C.H. LLUSITA
6,9
L-6065(63 km)
12.5 MVA4-TP-224
4-TP-25212.5 MVA
4-TP-222
10
(0.3 km)
4-TP-212
MINA SANTACATALINA
S.E. AYACUCHO
22.912 MVA
4-TP-226
Campo Armiño
SEINC.H.
QUICAPATA
S.E.MOLLEPATA
69 kV
69 kV
69 kV
69 kV69 kV
S.E.MACHAHUAY
Instar a la empresa Statkraft yElectrocentro a contar con el personalnecesario para operar físicamente susinstalaciones ante contingencias.
Medición, mejoramiento de puesta a tierra en lasinstalaciones eléctricas de San Francisco y Mollepata einstalación de pararrayos L‐6602 (Cobriza I – Cobriza II) y L‐6061 (Cobriza II – Machahuay).
ALTERNATIVA DE SOLUCIÓN DE CORTO
PLAZO
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 38
Figura Nº 24
Alternativas de solución a largo plazo
Grupo [3x0.85 MW]
Generación AdicionalSan Francisco
Grupo [6x0.85 MW]
GeneraciónAdicionalAyacucho
L-6063
L-6064G1
G2
(2x650 kW)
L-6079
(23.72 km)
(80 km)
(4.7 km)
69/66 KV
25 MVA
50/50/16,7 MVA
L-2227
10
COBRIZA I
220 kVCOBRIZA II
L-6602(55 km)
69 kV
26/13.3/13.3 MVA
4,16
DOE RUN
L-6
066
22,9
7/7/2 MVA
(27
.8 k
m)
10 22,9
3 MVA
69 kV
L-6061(1.45 km)
S.E. HUANTA
L-6062(51.78 km)
DERIVACIÓNHUANTA
L-6
069
(0.6
km)
3 MVA3 MVA
15 MVA
31/27.5/6.25 MVA
2.42x0,65 MVA
10kV
S.E. CANGALLO
69 kV
69 kV
S.E. SANFRANCISCO
G1
G222.9
1 MVA 6,9
1 MVA
(2x912 kW)C.H. LLUSITA
6,9
L-6065(63 km)
12.5 MVA4-TP-224
4-TP-25212.5 MVA
4-TP-222
10
(0.3 km)
4-TP-212
MINA SANTACATALINA
S.E. AYACUCHO
22.912 MVA
4-TP-226
Campo Armiño
SEINC.H.
QUICAPATA
S.E.MOLLEPATA
69 kV
69 kV
69 kV
69 kV69 kV
S.E.MACHAHUAY
Cambio de transformador en 60/10
kV de 5 MVA por otro de 15 MVA en
la SET San Francisco, prevista para el
año 2017 (PIT 2017‐2021).
Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya.
Permitiendo la evacuación más estable de la potencia desde las Centrales
Mantaro, Restitución y Cerro del Águila ‐ Plan de transmisión COES (2013‐
2022).
L.T. en 220 kV Friaspata ‐ Mollepata de 90.5 km y 250 MVA y ampliación de la
S.E. Mollepata (MINEM ‐ POC 2017), solución definitiva a la problemática de
interrupciones en transmisión en la Región Ayacucho
S.E. NUEVAMOLLEPATA
50/50/5 MVAFriaspata - Mollepata(0.2 km)
SEIN
LARGO PLAZO
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 39
5.3.2 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO SUR ESTE
La empresa de distribución eléctrica Electro Sur Este, cuenta con un área de concesión de
10,316 km2 con 486 926 clientes al tercer trimestre 2016. Actualmente cubre el
suministro eléctrico a las regiones de Cusco, Apurímac y Madre de Dios.
Figura Nº 25
Área de concesión de la empresa Electro Sur Este
Para el año 2017, luego de la evaluación de criticidad en base a los indicadores de calidad
del suministro SAIFI y SAIDI por interrupciones en las instalaciones de transmisión de
naturaleza no programada y gestionable (interrupciones por responsabilidad propia y
fenómenos naturales), se determinó quince sistemas eléctricos críticos, pertenecientes a
la empresa de Electro Sur Este, los cuales son: Andahuaylas, Chacapuente, Chumbivilcas,
Chuquibambilla, Iberia, Iñapari, La Convención, La Convención Rural, Mazuko, Puerto
Maldonado, Puerto Maldonado Rural, Sicuani, Sicuani Rural, Valle Sagrado 1 y Valle
Sagrado 2.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 40
Figura Nº 26
Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electro Sur Este
* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones al año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).
De la figura se observa que durante el año 2016, los sistemas eléctricos de Puerto
Maldonado, Puerto Maldonado Rural, Iberia, Iñapari y Chumbivilcas, presentaron mayor
número de interrupciones con un SAIFI en instalaciones de transmisión de naturaleza no
programada y gestionable de 23.6, 22.1, 20.8, 20.7 y 21 veces promedio respectivamente.
Así mismo, los sistemas de Andahuaylas y Chacapuente, presentaron mayor duración de
interrupciones con un SAIDI en instalaciones de transmisión de naturaleza no programada
y gestionable de 11.7 y 9.2 horas promedio respectivamente. A continuación se
presentará la evaluación de la calidad de suministro eléctrico de los sistemas de Puerto
Maldonado, Iberia y Mazuko.
5.3.2.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO MALDONADO
La evaluación de la calidad de suministro eléctrico se realizó en base los indicadores SAIFI
y SAIDI con interrupciones gestionables (responsabilidad propia y fenómenos naturales) y
con naturaleza no programada (fallas).
a. Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión
En la siguiente figura se muestra la evolución de los indicadores de la calidad del
suministro SAIFI y SAIDI de transmisión, desde el 2014 al 2016, correspondiente al
sistema eléctrico de Puerto Maldonado, observándose que en los últimos dos (2)
años, el SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 30% y
disminuyendo 81% respectivamente desde el año 2015 al 2016.
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0
SAIDI
SAIFI
SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electro Sur Este 2017
Promedio SAIFI: 14.24
Promedio SA
IDI: 5
.87
Andahuaylas
Chacapuente
Valle Sagrado 1 Chuquibambilla
Pto. Maldonado Rural
La Convención Rural
La Convención Valle S. 2
Mazuko Sicuani
Sicuani Rural
Pto. Maldonado
Chumbivilcas
Iberia
Iñapari
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 41
Cuadro Nº 23
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 20.9 7.7 18.2 38.4 23.6 7.4
Límite 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
Excedencia 3391% 753% 2935% 4171% 3841% 722%
Figura Nº 27
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 3841% y 722% de SAIFI y SAIDI de
transmisión respectivamente.
b. Interrupciones por Instalación Causante
El siguiente cuadro muestra las interrupciones por instalaciones causante del sistema
eléctrico de Puerto Maldonado durante el año 2016.
Cuadro Nº 24
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
ESE L‐6003 Abancay (TA) ‐ Andahuaylas 60 INDISL (299%) ESE SE0042 (Andahuaylas) 111% 486%
ESE L‐6005 Abancay ‐ Chalhuanca 60 TFL (16%) ESE SE1042 (Chacapuente) 641% 129%
SE2042 (Chuquibambilla) 397% ‐51%
2 Tingo María ‐ Aguaytía TRS L‐2251 Aguaytía ‐ Tingo María 220 TFL (300%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
27 Piura Oeste ‐ Los Ejidos ‐ Chulucanas ‐ Morropón ‐ Loma Larga
REP
T15‐261 Piura Oeste 220/60/10 TAS (99.3%)
Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm. T83‐261 Piura Oeste 220/60/11 TAS (98.6%)
ENO 1TP6031 Chulucanas 58/22.9/10 TAS (99.8%)
28 Ica ‐ Ica Norte ‐ Tacama ‐ Villacuri ESM L‐6623‐01 P34 de L‐6623 ‐ TACAMA 60 INDISL (7%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
29 Paragsha 2 ‐ Amarilis ‐ Huánuco REP L‐1120 Paragsha 2 ‐ Amarilis 138 LSC (116%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
30 Ocoña ‐ San José ‐ Montalvo MCV Atxf‐002 San José 500/220/33 TFC (100%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
31 Socabaya ‐ Moquegua RDS
L‐2025 Socabaya ‐ Moquegua
220
LAS (98.7%)
Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
L‐2026 Socabaya ‐ Moquegua LAS (98.7%)
32 Socabaya ‐ Cerro Verde ‐ Repartición TRM T2 Socabaya 220/138 TAS (98.7%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
33 Chimay – Yanango ‐ Pachachaca ‐ Callahuanca
REP L‐2223 Pachachaca ‐ Callahuanca 220 LAS (99.9%)
Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
CHI Chimay 13.8/220 220/13.8 INDISE (52%) TFC (100%)
34 Ventanilla ‐ Chavarría ‐ Santa Rosa ‐ Industriales ‐ San Juan ‐ Pomacocha ‐ Campo Armiño
REP
L‐2246 Ventanilla ‐ Chavarría
220
INDISL (122%)
Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
L‐2206 Pomacocha ‐ San Juan LAS (99%)
L‐2205 Pomacocha ‐ San Juan LAS (99.5%)
L‐2202 Campo Armiño ‐ Pomacocha LAS (99.1%)
L‐2201 Campo Armiño ‐ Pomacocha LAS (99.1%)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 137
N° Sistemas de transmisión críticos 2017
Instalaciones de transmisión Sistemas eléctricos críticos 2017
Empresa Líneas de trasmisión y
transformadores Tensión (kV)
Excedencia en TFL e INDISL Excedencia en TFC e INDISE Cargabilidad LSC y TS Cargabilidad LAS y
TAS Empresa Sistemas eléctricos
% Exc. en SAIFI de
Transmisión
% Exc. en SAIDI de
Transmisión
L‐2003 Santa Rosa ‐ Chavarría LSC (124%)
L‐2004 Santa Rosa ‐ Chavarría LSC (125%)
L‐2011 Santa Rosa ‐ San Juan LSC (105%)
L‐2018 San Juan ‐ Industriales LSC (125%)
35 Vizcarra‐Huallanca Nueva‐La Unión ELC L‐6067 Huallanca Nueva – La Unión 60 INDISL (557%) ELC SE0162 (Huánuco Rural 2) 148% ‐55%
36 Pichanaki – Oxapampa ‐ Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez
ELC
L‐6084 Villa Rica ‐ Pichanaki
60 Sistema de transmisión considerado crítico por ser sistema radial. ELC
SE0080 (Pozuzo) 620% ‐9%
L‐6080 Oxapampa ‐ Villa Rica SE0067 (Pichanaki) 494% 38%
L‐6082 Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez SE0073 (Chalhuamayo ‐ Satipo) 166% ‐40%
37 Marcona‐Jahuay‐Bella Unión SEA L‐6672 Marcona – Bella Unión 60 Sistema de transmisión considerado crítico por ser sistema radial. SEA SE0248 (Bella Unión‐Chala) 257% 18%
Leyenda:
Instalación de transmisión críticos Sistemas eléctricos críticos
‐ INDISL: Disponibilidad de línea de transmisión
‐ INDISE: Disponibilidad de subestaciones
‐ TFL: Frecuencia de falla de línea
‐ TFC: Frecuencia de falla de subestaciones
‐ LSC: Línea sobrecargada
‐ LAS: Línea a punto de sobrecargarse
‐ TS: Transformador sobrecargado
‐ TAS: Transformador a punto de sobrecargarse
‐ SAIFI y/o SAIDI que excedieron las
tolerancias > 200%
‐ SAIFI y/o SAIDI que excedieron las
tolerancias < 200%
‐ SAIFI y/o SAIDI que no excedieron las
tolerancias
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 138
ANEXO N° 2: PROBLEMÁTICAS Y ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS
CRÍTICOS 2017.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 140
N° Empresa Sistemas eléctricos
críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
1 Electro Dunas SE0047 (Coracora)
Descargas atmosféricas
Problemática en el sistema de transmisión Marcona ‐ Llipata – Nazca ‐ Puquio ‐ Cora Cora debido principalmente a descargas atmosféricas produciendo una excedencia en 100% de la tolerancia de tasa de falla del transformador TP5360231001 Puquio de 60/22.9/10 kV.
Rotación del transformador de potencia de 60/10 kV ‐ 7 MVA de la SET Nazca a la SET Puquio para que opere en paralelo al transformador de potencia 60/23/10 kV ‐ 9/9/2.5 MVA. Prevista para el año 2017 en la instalación de Puquio.
Proyecto años 2017 y 2018: ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ayacucho.
Otras alternativas propuestas: ‐ Mejorar el sistema puesta a tierra en zonas de alta incidencia de descargas atmosféricas en la SET 55 (Cora Cora) Y SET 53 (Puquio). ‐ Implementar estudios de coordinación de aislamiento en la línea de transmisión L‐6630‐02 (Nasca ‐ Puquio) y las SET’s 55 (Cora Cora) y SET´s 53 (Puquio). ‐ Realizar un diagnóstico y prever una mejora a su programa de mantenimiento implementando el RCM (Mantenimiento centrado en confiabilidad) al transformador de la SET Puquio.
2 Electro Dunas SE4045 (Puquio)
3 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio)
Falla de equipo
Problemática en los sistemas de transmisión Cutervo ‐ Nueva Jaén ‐ Jaén ‐ Bagua Chica ‐ Muyo y Carhuaquero ‐ Espina Colorada ‐ Cutervo debido principalmente a fallas de equipamiento (avería de pararrayo en la fase T de la S.E. Nueva Jaén) produciendo una excedencia de tolerancia de la indisponibilidad de las líneas L‐60751B Bagua – Nueva Jaén (3%), L‐60171 C.H. Muyo – Bagua (26%) y L‐1138 Cutervo ‐ Nueva Jaén de 138 kV (275 %). Así como sobrecarga en la SET Nueva Jaén y excedencia de la tolerancia de tasa de falla en 100% de la línea L‐1135 Espina Colorado – Cutervo.
‐ Nueva línea en 60 kV Nueva Jaén – San Ignacio de 53 km (actualmente en 22.9 kV) prevista para el año 2020. ‐ Nuevo transformador 138/60/22.9 kV “Ampliación S.E. Nueva Jaén (20 → 30 MVA)”, prevista para el año 2017.
Proyecto año 2017: ‐ Instalación del sistema de electrificación rural de las cuencas de Los Rios Cenepa, Comaina, Numpatkay y Santiago, distritos fronterizos de El Cenepa, Imaza y Rio Santiago, provincias de Bagua y Condorcanqui. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de San Amazonas.
Otras alternativas propuestas: ‐ Revisión y mejoramiento de pararrayos en la subestación de Nueva Jaén. ‐ Implementación de estudio por bajo nivel de aislamiento en la SET 246 (Quanda), inspección periódica y minuciosa de las redes en media tensión e instalación de estructuras en MT, debido a vanos extensos provocando el contacto entre conductores.
4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural)
5 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén)
6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) Falla de equipo Problemática en el sistema de transmisión Tingo María ‐ Aucayacu ‐ Tocache ‐ Juanjui ‐ Bellavista ‐ Tarapoto – Moyobamba debido principalmente a las causas: ‐ Fenómenos naturales (Lluvias) y congestión
en 120% de la línea L‐1122 Tingo María – Aucayacu.
‐ Descargas atmosféricas y congestión en 124% de la línea L‐1124 Aucayacu‐Tocache.
‐ Falla de equipamiento (conmutador bajo carga de transformador) produciendo excedencia de indisponibilidad en 214% del transformador T40 Juanjui.
‐ Línea de transmisión en 60 kV Derivación Moyobamba Nueva Moyobamba Nueva y transformador 138/60/23 kV, 50 MVA en la SET Moyobamba Nueva, prevista para el año 2017.
Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: ‐ Línea de transmisión en 220 kV Carhuaquero‐Cajamarca Norte‐Cáclic‐Moyobamba de 370 km de 220 MVA de la S.E. Moyobamba (abril 2017).
Proyecto año 2017: ‐ Instalación del sistema de electrificación rural en las provincias de Rioja (distritos de Pardo de Miguel, Awajun, Nueva Cajamarca y Rioja) y Moyobamba‐Lamas (distritos de Jepelacio, Yantalo, Moyobamba, Pinto Recodo y Alonso De Alvarado). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de San Martín y Loreto.
Plan de Mejora 2017 de Electro Oriente: ‐ Instalación de descargadores de sobretensión en la línea L‐1017 (Bellavista –Tarapoto). ‐ Instalación de registradores de falla en las líneas L‐1018 (Tarapoto – Moyobamba) y L‐1019 (Nueva Juanjui – Bellavista). ‐ Instalación de 30 Pararrayos en la línea L‐1124 (SE Aucayacu – SE Tocache). ‐ Instalación de cinco (5) transformadores zig‐zag en las subestaciones Bellavista, Tarapoto, Moyobamba, Rioja y Nueva Cajamarca.
7 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) Fenómenos naturales
8 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) Descargas atmosféricas
9 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) Fenómenos naturales
10 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas)
Falla de equipo
11 Electro Oriente SE2233 (Gera)
12 Electro Puno SE0028 (Antauta)
Descargas atmosféricas
Problemática en los sistemas de transmisión Azángaro ‐ Antauta ‐ San Rafael ‐ Deriv. Putina ‐ Huancané ‐ Ananea y Puno ‐ Pomata ‐ Ilave – Bellavista, debido principalmente a las causas: ‐ Descargas atmosféricas produciendo
excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de las líneas L‐6024 Azángaro‐Derivación Putina, L‐6026 Deriv. Putina‐Huancané y L‐0638 Puno – Pomata.
‐ Fenómenos naturales (descargas atmosféricas y vientos huracanados) produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de las líneas L‐
PIT 2017‐2021 a instalarse en la SET Putina: ‐Reconversión y repotenciación de la línea de transmisión en 90 km Azángaro‐Putina‐Ananea de 60 a 138 kV y de 150 a 240 mm2 AAAC. ‐ SET Putina 138/60/23kV de 15MVA. ‐ SET Ananea 138/60/23kV de 25MVA.
Plan de transmisión a largo plazo 2013‐2022: ‐ Línea de transmisión Tintaya – Azángaro – Juliaca – Puno en 220kV.
Proyecto año 2017: ‐ Ampliación del sistema de electrificación rural en las provincias de Chuquito (distrito de Kelluyo), Melgar (distritos de Orurillo y Umachiri), Huancané (distrito de Cojata) y Lampa (distritos de Lampa y Pucará). ‐ Electrificación eléctrica de cinco (05) proyectos del departamento de Puno – sector 1. ‐ Instalación del servicio eléctrico rural de las localidades del sector 2,
Plan de Mejora 2017 de Electro Puno: ‐ En el año 2016 gestionaron la compra a la empresa MINSUR de la LT Azángaro – San Rafael, y solicitaron al MEM – DGER presupuesto para el mantenimiento integral que ayudará a disminuir las interrupciones en el Sistema Eléctrico Antauta. ‐ Implementación de equipos de protección en las subestaciones de Pomata, Ilave y Antauta, integración de todos los centros de transformación a un SCADA, implementación de equipos de protección y maniobra. ‐ Mantenimiento de puestas a tierra e implementación pararrayos LT Puno ‐ Pomata, LT Azángaro ‐ Ananea ‐ Huancané.
13 Electro Puno SE0027 (Azángaro)
14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 141
N° Empresa Sistemas eléctricos
críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
6025 Deriv. Putina‐Ananea y L‐6021 Azángaro‐San Rafael.
PIT 2017‐2021 a instalarse en la SET Maravilla: ‐SET Maravilla 138/23/10kV de 25MVA. ‐Línea de transmisión Derivación a SET Maravilla en 138 kV de 0.5 km. La Línea de transmisión Deriv. secciona a LT 138kV Juliaca ‐ Azángaro a 10.5km de la SET Juliaca. ‐SET Maravilla en 138/23/10kV de 25 MVA.
de las provincias de Puno, San Román, El Collao y Lampa. ‐ Afianzamiento del suministro de energía eléctrica del distrito de Macusani provincia de Carabaya región de Puno. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Puno. Proyecto año 2018: ‐ Ampliación de los sistemas de electrificación rural a diversas localidades en las provincias de Azángaro (distritos de Chupa y José Domingo Choquehuanca), Melgar (distrito de Antauta) y Huancané (distrito de Taraco). ‐ Instalación de electrificación de diversas localidades en las provincias de Sandia (distrito de San Pedro de Putina Puncu) y San Román (distrito de Juliaca). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Puno.
15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas)
Descargas atmosféricas
Problemática en el sistema de transmisión Abancay ‐ Tamburco ‐ Andahuaylas ‐ Chuquibambilla – Chacapuente – Cotaruse, debido principalmente a las causas: ‐ Descargas atmosféricas produciendo
excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 16% de la línea L ‐ 6005 Abancay – Chalhuanca.
‐ Fenómenos naturales (descargas atmosféricas y vientos huracanados) produciendo excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 299% de la línea L ‐ 6003 Abancay (TA) – Andahuaylas.
‐ SET Andahuaylas: Reemplazo del transformador existente de 60/23/13,2 kV, 13/5/9 MVA por uno de 60/23/13,2 kV de 20/20/20 MVA, previsto para el año 2017. ‐ Banco de condensadores 2x1,2 MVAR en 23 kV y 2x1, 2 MVAR en 13,2 kV, con celdas asociadas, instalado en la SET Andahuaylas. ‐ Celdas de transformador para la operación del TP de reserva de 138/60/13,2 kV – 30/18/15 MVA previsto para el año 2021 SET Tamburco.
Proyecto año 2017: ‐ Instalación del servicio eléctrico rural de las localidades de las provincias de chincheros, Andahuaylas, Antabamba, Aymaraes, Cotabambas y Grau, del departamento de Apurímac el cual beneficiaria a una población de 3 588. ‐ Mejoramiento y ampliación del servicio de energía eléctrica en diversas localidades de las provincias de Cotabambas (distritos de Mara y Tambobamba), Chincheros (distrito de Chinchero), Ayamaraes (distritos de San Juan de Chacna y Sanayca) y Apurimac (distrito de Andahuaylas). ‐ Electrificación integral en los distritos de Chalhuamayo y Coyllurqui (provincia de Cotabambas). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Apurimac. Proyecto año 2018:
Plan de Mejora 2017 de Electro Sur Este: ‐ Inspección ligera, poda de árboles de rápido crecimiento (Maguey), fijación de cable de guarda, cambio de aisladores, instalación de separadores, reparación de conductores en las líneas L‐6003 (Andahuaylas – Abancay), L‐6005‐1 (Tamburco‐Chacapuente) y L‐6005‐2 (Chuquibambilla‐ Chacapuente). Otras alternativas propuestas: ‐ Mantenimientos de puestas a tierra, instalación de pararrayos de líneas en L‐6003 Andahuaylas – Abancay, L‐6005 (Abancay – Deriv. Chuquibamba) y L‐6051 (Abancay – Chacapuente).
16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente)
17 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 142
N° Empresa Sistemas eléctricos
críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
‐ Ampliación del sistema eléctrico de diversas localidades en las provincias de Abancay (distritos de Pichirhua y Curahuasi) y Chincheros (distrito de Chincheros). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Apurimac.
18 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado)
Descargas atmosféricas
Problemática en el sistema de transmisión San Gabán II ‐ Mazuko ‐ Puerto Maldonado, debido principalmente a las causas: ‐ Falla de equipamiento produciendo
excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 225% de la línea L‐1014 San Gabán II‐Mazuko.
‐ Vientos huracanados produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐1015 Mazuko – Puerto Maldonado con 162% y 34%, respectivamente.
PIT 2017‐2021 (Reconsideraciones): ‐ Implementación de la línea de Transmisión Puerto Maldonado ‐ Iberia en 138 kV y la SET Iberia con la operación del transformador de potencia de 138/22,9/10 kV ‐ 16/5/14 MVA rotado desde la SET Puerto Maldonado.
Proyecto año 2017: ‐ Mejoramiento y ampliación del servicio de energía eléctrica mediante el sistema convencional en diversos poblados de la provincia de Tambopata (distritos de Tambopata e Inambari). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Madre de Dios. Proyecto año 2018: ‐ Proyecto en III etapa en la provincia Tahuamanu en el distrito de Iberia. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Madre de Dios.
Plan de Mejora 2017 de Electro Sur Este: ‐ Líneas L‐1014 (San Gabán‐Mazuko) y L‐1015 (Mazuko‐Puerto Maldonado) cuyas actividades constan de inspección ligera, instalación de pararrayos, medición y mejoramiento de PAT, cambio y/o limpieza de aisladores, mejoramiento de accesos, limpieza de faja de servidumbre y corte de árboles, entre otros. ‐ SET’s San Gabán, Mazuko y Puerto Maldonado cuyas actividades constan de mantenimiento electromecánico.
19 Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural)
20 Electro Sur Este SE0033 (Iberia)
21 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko)
22 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari)
23 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) Descargas atmosféricas
Problemática en el sistema de transmisión Combapata ‐ Sicuani ‐ Llusco, debido principalmente a las causas: ‐ Descargas atmosféricas produciendo
excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐6001 Combapata ‐ Sicuani con 50% y 13%, respectivamente.
‐ Equipo, materiales y accesorias produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐6019 Combapata – Llusco con 63% y 580%, respectivamente.
‐ Vientos huracanados produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla del transformador T28‐062 Llusco con 400%.
‐ Nuevo transformador de potencia en 138/66/23 kV de 20 MVA a instalarse en la SET de Combapata prevista para el año 2018. ‐ Nuevo transformador de potencia en 60/23/10 kV de 15 MVA que reemplazará al existente de 60/10 kV de 7 MVA en la SET Sicuani y se prevé reemplazar las celdas de la SET por antigüedad.
Proyecto año 2017: ‐ Instalación del sistema eléctrico rural de diversas localidades en las provincias de Chumbivilcas (distritos de Chamaca y Velille), Canas (distrito de Quehue), Canchis (distritos de Sicuani, San Pablo, Pitumarca y Combapata) y Quispicanchi (distritos de Quinquijana y Ocongate). ‐ Electrificación de ocho proyectos del departamento de Cusco sector 2. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Cusco.
Plan de Mejora 2017 de Electro Sur Este: ‐ Reflechado de conductor, corte de árboles de rápido crecimiento (Maguey), cambio de estructuras de madera a concreto E075 y E076, mejoramiento de retenidas, mejoramiento de PAT, cambio de aisladores, saneamiento de servidumbre (retiro de vivienda) y poda de árboles de la Línea L‐6001 (Combapata ‐ Sicuani). ‐ SET Combapata con actividad de Termografía a realizarse en el mes de abril de 2017. Otras alternativas propuestas: ‐Identificación de tramos de línea con alto nivel isoceráunico e instalación de pararrayos y mejora de la resistencia de puestas a tierra de las líneas de transmisión L‐6001 (Combapata ‐ Sicuani) y L‐6019 (Combapata ‐ Llusco). ‐ Realizar permanentemente inspección visual y con escalamiento de las cadenas de aisladores, efectuando el cambio de ser necesario, en los tramos de las líneas
24 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani)
Descargas atmosféricas
25 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 143
N° Empresa Sistemas eléctricos
críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
de transmisión L‐6001 (Combapata ‐ Sicuani) y L‐6019 (Combapata ‐ Llusco). ‐Realizar una revisión y prueba del sistema de protección de la SET Sicuani.
26 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural)
Descargas atmosféricas
Problemática en el sistema de transmisión Machupicchu ‐ Cachimayo ‐Dolores Pata‐Quencoro ‐ Pisac – Urubamba debido principalmente a descargas atmosféricas produciendo una excedencia en 1% de la tolerancia de indisponibilidad de la línea L ‐ 6006 Cachimayo – Pisac.
Transformador de potencia de 15 MVA, 60/23/10 kV en la SET Urpipata.
‐ Nuevo transformador de potencia en 138/60/23 kV de 20 MVA en paralelo al TP existente. SET Cachimayo año 2019. ‐ Celda de alimentador en 10 kV en la SET Urubamba prevista para el año 2019.
Proyecto año 2017: ‐ Instalación del sistema eléctrico rural de diversas localidades en las provincias de Chumbivilcas (distritos de Chamaca y Velille), Canas (distrito de Quehue), Canchis (distritos de Sicuani, San Pablo, Pitumarca y Combapata) y Quispicanchi (distritos de Quinquijana y Ocongate). ‐ Electrificación de ocho proyectos del departamento de Cusco sector 2. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Cusco. Proyecto año 2018: ‐ Instalación del sistema eléctrico en diversas comunidades en el distrito de Pichigua‐Espinar‐Cusco. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Cusco.
Plan de Mejora 2017 de Electro Sur Este: ‐ Inspección ligera, cambio de configuración de suspensión de anclaje, limpieza de aisladores, señalización de accesos, retiro de vivienda, poda y corte de árboles de las líneas L‐6002 (Machupicchu ‐ Urpipata) y L‐6004 (Urpipata‐Chahuares). ‐ Inspección ligera y poda y corte de árboles de las líneas L‐6006‐1/L‐6006‐2/L‐6006‐3 (Cachimayo‐Pisac‐Urubamba). ‐ Mantenimiento electromecánico, implementación de pararrayos en 10 kV, implementación de recloser’s en 22.9 kV de las SET ‘s Pisac y Santa María. ‐ Mantenimiento electromecánico, revisión y pruebas del sistema de protección, tratamiento de termovacío de TP, instalación de transformador ZIGZAG de la SET Urpipata. ‐ Mantenimiento electromecánico de SET, revisión de conexionados de control y protección (interruptor barra en 22.9 kV) y reparación y/o cambio de seccionadores en la barras de salida en 22.9 kV de la SET Chahuares. Otras alternativas propuestas: ‐ Realizar un mantenimiento periódico y correctivo a las SET Urubamba y Pisac. ‐ Identificación de tramos de línea con alto nivel isoceráunico e instalar pararrayos y mejorar la resistencia puestas a tierra (PAT) de las líneas de transmisión L‐6006 (Cachimayo‐Derivación Corimarca) y L‐6006/2 (Cachimayo‐Pisac). ‐ Instalación de cobertores de línea en tramos de línea que presentan penduleos en los conductores debido a la alta incidencia de vientos en la línea L‐6006 (Cachimayo‐Derivación Corimarca).
27 Electro Sur Este SE0036 (La Convención)
28 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2)
29 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1)
30 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1)
Descargas atmosféricas
Problemática en el sistema de transmisión Huayucachi – Huancayo Este – Salesianos – Parque Industrial – Concepción, donde el transformador 4‐TP‐056 Huancayo Este se encuentra a punto de sobrecargarse con 99.5% de cargabilidad.
Proyecto Integral SET Orcotuna 220/60 kV y líneas asociadas incluye el enlace en 220 kV Huayucachi ‐ Orcotuna ‐ Huanza – Carabayllo permitirá cubrir el crecimiento de la demanda de energía en el Valle del Mantaro. En construcción ‐ POC 2017. ‐ Montaje de
‐ Segundo Transformador en 33/10 kV de 5 MVA y celdas conexas previstas para el año 2018 en la SET Chupaca. ‐ Cambio de transformador en 60/10 kV de 0,63 MVA por otro de 2 MVA prevista para el año 2018 en la SET Comas.
Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: Repotenciación a 250 MVA línea de transmisión en 220 kV Mantaro – Huayucachi.
Proyecto año 2017: ‐ Ampliación e instalación de redes eléctricas en las provincias de Chanchamayo, Satipo, Chupaca, Concepción, Satipo (distrito de Pangoa), Huancayo (distrito de Pariahuanca). ‐ Construcción del sistema de distribución de línea primaria, red secundaria, acometidas domiciliarias y alumbrado público del anexo provincia de Satipo (distrito de Pangoa). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en
Otras alternativas propuestas: ‐ Instalación de pararrayos en las líneas Huarisca – Chala Nueva y Parque Industrial ‐ Chupaca. ‐Realizar una revisión y prueba del sistema de protección de las instalaciones en los sistemas eléctricos de Valle Mantaro 1, Valle Mantaro 2, Valle Mantaro 3 y Valle Mantaro 4.
31 Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2)
Caída conductor de red
32 Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3)
Falla de equipo
33 Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4)
Descargas atmosféricas
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 144
N° Empresa Sistemas eléctricos
críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
transformador de 15 MVA e implementación de una línea en 60 kV Huancayo Este ‐ Parque Industrial. Año 2017.
diversas localidades de Ayacucho. Proyecto año 2018: ‐ S.E.R. Tarma proyecto en IV etapa, en los distritos de Ricran, Huasahuasi, Palca, Palcamayo, San Pedro de Cajas, Tapo y Tarma. ‐ Construcción de la electrificación eléctrica de Huancamayo‐Unión Mariposa y localidades anexas (Junín). ‐ Ampliación e instalación de energía eléctrica en diversas localidades de las provincias de Junín (distrito de Ulcumayo), Concepción (Andamarca), Junín, Chanchamayo y Yauli. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ayacucho.
34 Electrocentro SE0068 (Cangallo Llusita)
Descarga atmosférica
Problemática en el sistema de transmisión Cobriza I ‐ Cobriza II – Machahuay ‐ Huanta ‐ Mollepata ‐ San Francisco, debido principalmente a las causas: ‐ Deslizamiento de terreno produciendo
excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco con 13% y 120%, respectivamente.
‐ Vientos huracanados produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 100% en la SET 4‐TP‐252 San Francisco.
‐ Descargas atmosféricas produciendo excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 294% de la línea L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II.
‐ Línea de Transmisión en 220 kV Friaspata ‐ Mollepata de 90.5 km, 250 MVA y ampliación de la S.E. Mollepata (POC 2017), solución definitiva a la problemática de interrupciones en transmisión en la Región Ayacucho.
‐ Cambio de transformador en 60/10 kV de 5 MVA por otro de 15 MVA en la SET San Francisco, prevista para el año 2017.
Plan de transmisión a largo plazo 2013‐2022: ‐ Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya. Permitiendo la evacuación más estable de la potencia desde las Centrales Mantaro, Restitución y Cerro del Águila.
Proyecto año 2017: ‐ Ampliación del sistema de electrificación rural de comunidades campesinas en la provincia de Huanta distritos de Huanta y Llochegua. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ayacucho. Proyecto año 2018: ‐ Instalación del servicio de electrificación rural en diversas localidades de las provincias de La Mar (distrito de San Miguel, Tambo) y Lucanas (distritos de Llauta y Lucanas). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ayacucho.
Plan de Mejora de Electrocentro: ‐ Inspecciones frecuentes y limpieza de franja de servidumbre. ‐ Instalación de pararrayos de línea. ‐ Medición y mantenimiento de PAT 4 veces al año. ‐ Revisión del nivel de tensión en el sistema. ‐ Estudio de coordinación de aislamiento del sistema. ‐ Instalación de pararrayos de estación en salida a Cobriza II. ‐ Reparación urgente del transformador 25 MVA de SE Ayacucho actualmente en taller de Delcrosa. ‐ Implementación de sistema de restablecimiento rápido con transformador de contingencia SE Ayacucho. ‐ Instalación de pararrayos en lado 66 kV del transformador de 15 MVA de SE Ayacucho. ‐ Automatizar el funcionamiento de los bancos de condensadores en SE Huanta y SE Ayacucho. Otras alternativas propuestas: ‐ Instar a la empresa Statkraft y Electro Centro a Contar con el personal y materiales necesarios para operar físicamente sus instalaciones y la gestión de contingencias como lo estipula el numeral 1.3.1 de la Norma Técnica de Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. ‐ Medición, mejoramiento de puesta a tierra en las instalaciones eléctricas de San Francisco y Mollepata e instalación de pararrayos L‐6602 (Cobriza I – Cobriza II) y L‐6061 (Cobriza II – Machahuay).
35 Electrocentro SE0074 (San Francisco)
36 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural)
37 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad)
38 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural)
39 Electrocentro SE0060 (Ayacucho)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 145
N° Empresa Sistemas eléctricos
críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
Problemática en los sistemas de transmisión Vizcarra ‐ Huallanca Nueva ‐ La Unión debido principalmente a descargas atmosféricas produciendo una excedencia de tolerancia de la indisponibilidad de 557% de la línea L‐6067 Huallanca Nueva – La Unión.
‐ Instalación de un transformador en 138/23/10kV de 30 MVA y celdas conexas, prevista para el año 2017 en la SET de Huánuco.
Plan de transmisión a largo plazo 2015‐2024: ‐ Proyecto Enlace 500 kV Nueva Yanango ‐ Nueva Huánuco, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas. Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: ‐ Proyecto Enlace 220 kV Tingo María – Aguaytía, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas (segunda terna), sustentado bajo el criterio N‐1.
Proyecto año 2017: ‐ Instalación, mejoramiento y ampliación de electrificación rural para las provincias de Puerto Inca (distrito de Tournavista), Dos de Mayo (distrito de Chuquis), Yarowilca (distrito de Jacas Chico), Lauricocha (distrito de Jivia), Huacaybamba (distrito de Pinra), Yarowilca (distrito de Aparicio Pomares), Dos de Mayo (distrito de Shunqui), Dos de Mayo (distrito de Chuquis) y Dos de Mayo (distrito de Yanas). ‐ Instalación de servicio de energía eléctrica mediante sistema convencional a diversas localidades de las provincias de Puerto Inca (distrito de Honoria) y Leoncio Prado (distrito de Luyando). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Huánuco. Proyecto año 2018: ‐ Ampliación del servicio de energía eléctrica mediante sistema convencional en diversas localidades en la provincia de Huacaybamba, distrito de Huacaybamba. ‐ Proyectos en etapas VIII (Huánuco eje dos de mayo) y etapas V‐VII (Pozuzo Palcazu). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Huánuco.
Otras alternativas propuestas: ‐ Mantenimiento a los equipos de patio de llaves en la SET Huánuco. ‐ Medición, mejoramiento de puesta a tierra en las instalaciones eléctricas en la instalación de pararrayos L‐6067 (Huallanca Nueva – La Unión). ‐ INVERSIÓN PRIVADA, implementación de nueva subestación para la evacuación en primera etapa 20 MW, al final 80 MW. SE Huaricashash año 2017.
Problemática en el sistema de transmisión Pichanaki – Oxapampa ‐ Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez considerado crítico por ser sistema radial, el cual presenta las siguientes causa: ‐ Descargas atmosféricas en la línea L‐6084
Villa Rica – Pichanaki. ‐ Caída de árbol en la línea L‐6080 Oxapampa
‐ Villa Rica. ‐ Descargas atmosféricas en la línea L‐6082
Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez.
‐ Línea de Transmisión Oxapampa ‐ Pozuzo de 65 km en 60 kV Torres de acero ‐ Simple terna ‐ Selva ‐ 1 Cable de guarda de acero galvanizado 5/16" EHS‐AAAC 120 mm2, prevista para el año 2018. ‐ Nueva Subestación Pozuzo Transformador
Proyecto año 2017: ‐ Mejoramiento y ampliación del servicio de energía eléctrica de diversas localidades en las provincias de Pasco (distritos de Vicco, Ticlacayán y Ninacaca) y Oxapampa (distritos de Puerto Bermudez y Constitución). ‐ Ampliación del servicio eléctrico rural de las localidades de las Cuencas Santa Cruz‐Chontabamba
Plan de Mejora de Electrocentro: ‐ Inspecciones frecuentes y limpieza de franja de servidumbre. ‐ Instalación de pararrayos de línea. ‐ Medición y mantenimiento de PAT 4 veces al año. ‐ Instalación de señalizadores de fallas con comunicación a centro de control. ‐ Implementación de bahía en 138 kV para contingencia en SE Yaupi. ‐ Implementación de segundo transformador en 138/13.8 kV en SE Yaupi.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 146
N° Empresa Sistemas eléctricos
críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
42 Electrocentro SE0067 (Pichanaki)
220/33/10 kV‐5 MVA (instalado al exterior ‐ selva), prevista para el año 2018. ‐ Nueva SET Satipo 220/138/60 kV – 50 MVA y celdas conexas, prevista para el año 2020. ‐ Línea de transmisión en 220 kV Runatullo – Satipo y celdas conexas, prevista para el año 2020.
y San José, del distrito de Pozuzo, provincia de Oxapampa – Pasco. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Pasco. Proyecto año 2018: ‐ Ampliación del sistema eléctrico rural de las localidades del distrito de Puerto Bermudez, provincia de Oxapampa – Pasco. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Pasco.
‐ Limpieza frecuente del aislamiento de SET´s. ‐ Climatización urgente de salas de control de Subestaciones de Selva Central. Otras alternativas propuestas: ‐ Reducir las interrupciones por caída de árbol en los tramos en 33 kV Puerto Bermúdez ‐ Constitución y Constitución ‐ Puerto Mayro, incrementando el mantenimiento de la faja de servidumbre. ‐ Instalación de pararrayos en la línea L‐6082 Villa Rica – Puerto Bermúdez de alta tasa de falla por descargas atmosféricas. ‐ Instalación de pararrayos en la línea L‐6080 Oxapampa ‐ Villa Rica y L‐6084 Villa Rica ‐ Pichanaki de alta tasa de falla por descargas atmosféricas. ‐ Incrementar el mantenimiento preventivo en la faja de servidumbre de las líneas L‐6080, L‐6084 y L‐6086.
43 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo ‐ Satipo)
44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) Inundaciones
Problemática en los sistemas de transmisión Talara ‐ Zorritos – Machala y Zorritos ‐ Tumbes ‐ Puerto Pizarro – Zarumilla, debido principalmente a las causas: ‐ Descargas atmosféricas produciendo
excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 46% en la línea L‐2249 Talara Zorritos.
‐ Causa por aisladores, ferretería o accesorios de celdas del transformador T33‐261 Zorritos, el cual se encuentra a punto de sobrecargarse con 98.2%.
‐ Línea en 60 kV nueva Zorritos – Tumbes de 24 km. ‐ Celda de línea SET AT/MT Tumbes. Previsto para el año 2017. ‐ Celda de línea MAT/AT Nueva Zorritos. Previsto para el año 2017.
‐ Transformador adicional de 60/23/10 kV de 30 MVA, a instalarse en la SET Tumbes, esto a fin de cubrir la demanda proyectada en 23 kV de la zona de Tumbes; incluye celdas de transformador conexas y banco capacitivo de 10 kV, 4x1, 2 MVAR. Previsto para el año 2017. ‐ Transformador de 220/60/23 kV de 50/60 MVA, a instalarse en la SET Zorritos; incluye celdas de transformador conexas. Previsto para el año 2017.
Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: ‐ Proyecto Enlace 220 kV Pariñas ‐ Tumbes, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas (segunda terna), sustentado bajo el criterio N‐1 de la Norma.
Proyecto año 2017: ‐ Instalación de un sistema de electrificación rural para el A.A.H.H. La Victoria cruce Puerto Pizarro, distrito de Tumbes provincia de Tumbes. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Tumbes.
Mejora de Electronoroeste en las líneas y transformadores Zorritos – Tumbes ‐ Puerto Pizarro ‐ Zarumilla: ‐ Construcción de “by pass” para cruce de río y reforzamiento de bases de estructuras de madera. Incluye pago de servidumbre. ‐ Cambio de 406 aisladores poliméricos de un total de 800, deteriorados por efecto de radiación UV. Otras alternativas propuestas: ‐ Concretar planes de acción que mantengan las estructuras de la línea L‐6666 (Charán ‐ Zorritos) y la SET Charán (C.T. Tumbes) estables en épocas de avenida (Fenómeno del niño). ‐ Reubicación de tramos de media tensión afectación de inundaciones. ‐ Efectuar trabajos en caliente para evitar cortes de servicio, así como mejorar los tiempos ante reforzamientos de redes propias. Línea Nueva Zorritos ‐ Tumbes.
45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) Otras causas
46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) Inundaciones
47 Electrosur SE0115 (Tarata) Fuertes vientos
Problemática en el sistemas de transmisión Los Héroes ‐ Tomasiri ‐ Aricota 2 ‐ Aricota 1 ‐ Sarita, debido principalmente a las causas:
‐ Instalación de un transformador en 33/10kV de 2MVA en la SET El Ayro, en reemplazo del existente
Proyecto año 2017: ‐ Ampliación y mejoramiento del servicio de electrificación rural del
Plan de Mejora de Electrosur: ‐ Retemplado de conductores en vanos mayores a 200 m. ‐ Separación entre fases en diferentes armados.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 147
N° Empresa Sistemas eléctricos
críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
‐ Por Neblina produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 75% en la línea L‐6620 Aricota 2 ‐ Tomasiri.
‐ Transformador TR1 Los Héroes a punto de sobrecargarse con 98.7%.
de 33/10kV de 0.8MVA. Previsto para el año 2019.
distrito de Héroes Albarracín Chucatamani – Tarata – Tacna. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Tacna.
‐ Mantenimiento de puestas a tierra. Otras alternativas propuestas: ‐ Realizar un mantenimiento periódico y correctivo a las SET Sarita y SET El Ayro además prever realizar una medición y prueba del sistema de protección. ‐ Implementar estudios de coordinación de aislamiento en tramos de alto nivel Isoceraunico en las líneas L‐3331, L‐3332, L‐3333 y L‐3334. ‐ Mantenimiento periódico de aisladores en la línea L‐6620 Aricota 2 – Tomasiri, debido a causas por neblinas.
48 Hidrandina SE0169 (Casma Rural)
Caída conductor de red
Problemática en el sistema de transmisión críticos Chimbote Sur ‐ Nepeña ‐ Casma ‐ San Jacinto debido principalmente a causa por desprendimiento de conductor produciendo una excedencia de tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐1113 S.E. Nepeña ‐ S.E. Casma con 300% y 174% respectivamente.
‐ Nueva SET Chimbote Nueva 138/23/10 kV de 40 MVA, con el propósito de transferir la carga de las SET’s Chimbote Sur y Trapecio, prevista para el año 2019. ‐ Transformador en 138/ 13.8 kV rotado de la SET Trapecio a la SET San Jacinto, prevista para el año 2017.
Plan de transmisión a largo plazo 2015‐2024: ‐ Proyecto repotenciación a 1000 MVA de línea de transmisión Carabayllo – Chimbote – Trujillo en 500 kV.
Proyecto año 2018: ‐ Ampliación del sistema eléctrico rural de los centros poblados del Valle San Rafael y Sechin, distrito de Casma, provincia de Casma. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ancash.
Plan de Mejora de Hidrandina: ‐ Cambio de ferretería, cambios de segmento de conductores y retenidas deterioradas durante los cortes por mantenimiento preventivos, en la línea L‐1113 Nepeña – Casma previsto para octubre de 2017. Otras alternativas propuestas: ‐ Optimizar el tiempo de ejecución de los trabajos de mantenimiento preventivo en la línea de transmisión L‐1112 y L‐1113. ‐ Mantenimiento predictivo, para evaluar los deficiencias existentes en el trayecto de la L.T. L‐1113, debido a caídas de conductores, debido a falta de mantenimiento y falta de limpieza de faja de servidumbre.
49 Hidrandina SE1119 (Casma)
50 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) Caída conductor de red
Problemática en el sistemas de transmisión Trujillo Norte ‐ Santiago de Cao ‐ Motil, debido principalmente a las causas: ‐ Actos vandálicos produciendo excedencia de
la tolerancia de indisponibilidad de 5% de la línea L‐1115 Trujillo Norte ‐ S.E. Motil.
‐ Falla relé produciendo excedencia de indisponibilidad de 35% del transformador TP‐3023 Otuzco.
‐ Colapso de soporte o estructura produciendo excedencia a la tasa de falla de 200% del transformador TP 3010 Otuzco.
‐ Línea de transmisión en 60 kV Santiago de Cao – Malabrigo de 41.4 km. Prevista para el año 2017. ‐ Nueva SET Malabrigo en 138/23/10 kV de 30 MVA, en la SET Malabrigo. Prevista para el año 2017. ‐ Celdas de línea en 138 kV a Trujillo Norte y Malabrigo (SET Santiago de Cao). Prevista para el año 2017. ‐ Banco capacitivo en 10 kV de 2x1.2 MVAR (SET Casagrande). Prevista para el año 2017. ‐ Celda de línea en 33 kV, celdas de transformador en 33 kV y 10 kV (SET Casagrande 2). Prevista para el año 2017. ‐ Línea de transmisión en 138 kV Trujillo Norte – Trujillo Nor Oeste de 6 km prevista para el año 2018. ‐ Banco capacitivo en 33 kV de1.2 MVAR en la SET Florida, prevista para el
Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: ‐ Proyecto Enlace 500 kV Nueva Huánuco ‐ Tocache ‐ Celendín ‐ Trujillo, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas.
Plan de Mejora de Hidrandina: ‐ Rehabilitación parcial tramo E50 a E121 de la Línea de Transmisión L‐1115/138 kV SET Trujillo Norte – Motil incluye variantes entre el Tramo desde E31 a E116 por observación del Instituto Nacional de Cultura. En proceso de concurso de precios para elaboración de Estudio. Setiembre de 2018. Otras alternativas propuestas: ‐ Realizar estudios de operatividad de relés protección de la SET’s Trujillo Rural, Paiján Malabrigo, Quiruvilca y Otuzco‐Motil‐La Florida. ‐ Limpieza de faja de servidumbre en la línea Otuzco ‐ Charat. ‐ Realizar inspección visual y limpieza a la cadena de aisladores de las líneas L‐307(Santiago de Cao – Casa Grande 1) y L‐308 (Santiago de Cao – Casa Grande 1). ‐ Implementar programas RCM (Mantenimiento Centrado en Confiabilidad) en las SET (Santiago de Cao), SET (Casa Grande 1) y SET (Malabrigo). ‐ Medición y mejoramiento de la resistencia del PAT de la línea L‐393 (Motil‐Shorey). ‐ Implementación o mejora del estudio de coordinación de aislamiento de la línea L‐393 (Motil‐Shorey). ‐ Realizar de forma periódica inspección visual a la cadena de aisladores efectuando la limpieza y el
51 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) Falla de equipo
52 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad)
Falla de equipo
53 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) Bajo nivel de aislamiento
54 Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida)
Ajuste inadecuado de protecciones
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críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
año 2020. ‐ Banco capacitivo en 33kV de 1.2 MVAR en la SET Otuzco, prevista para el año 2020. ‐ Transformador en 138/33/23 kV de 25/25/25 MVA y celdas asociadas para la SET Motil.
reemplazo de ser necesario en los aisladores defectuosos en las líneas L‐313 (Motil‐La Florida) y L‐314 (La Florida‐Otuzco). ‐ Inspección continua y apoyo de la PNP en la línea L‐1115 Trujillo Norte – Motil con el fin de evitar hurto de conductores y/o actos vandálicos.
55 Hidrandina SE0127 (Pomabamba)
Descargas atmosféricas
Problemática en los sistemas de transmisión Kiman Ayllu ‐ La Pampa ‐ Pallasca debido principalmente a quema de maleza produciendo una excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 601% de la L‐6682 Kiman Ayllu – La Pampa.
Proyecto año 2017: ‐ Instalación del sistema de electrificación Rural en las localidades de Pajash, Huampocruz, Tambillos, Shingua, Cotocancha y Alpamay, distrito de Pomabamba, provincia de Pomabamba – Ancash. ‐ Ampliación del sistema de electrificación rural de los Caserios de Machcacolca, Tayapucro, Ranquish, Ragrajpampa, provincia de Pomabamba – Ancash. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ancash.
Propuesta de Plan de Mejora 2017 de Hidrandina: ‐ Desmonte de torre metálica inoperativa en estructura E29 de la línea de transmisión L‐6689 Sihuas – Pomabamba. ‐ Instalación de pararrayos, contadores de descargas e instalación de pozos a tierra y sistema de anillado en estructuras con mayor incidencia de descargas y mantenimiento de los sistemas de puestas a tierra en las líneas de transmisión L‐1132 (SE Kiman Ayllu – SE Sihuas), L‐6689 (SE Sihuas – SE Pomabamba) y L‐6693 (SE Pomabamba – SE Huari). Otras alternativas propuestas a mediano y largo plazo: ‐ Enlace de 8 km en 66 kV desde la futura C.H. Chacas (Proyecto Central Centauro I y III) hacia la S.E. Derivación de la Línea Pomabamba‐Huari en Configuración “PI”. ‐ Culminación del por un Proyecto Central Centauro I y III que incluye la construcción de una línea de transmisión desde la S.E. Carhuaz hacia la S.E Chacas de 44 km en 66 kV. ‐ Línea de transmisión Antamina – Huari en 66 kV de 35 km aproximadamente, este proyecto permitirá el abastecimiento a largo plazo del sistema de trasmisión Sihuas ‐ Pomabamba – Huari con una fuente adicional desde el SEIN. ‐ Implementación de Generación Distribuida.
56 Hidrandina SE2124 (Sihuas)
57 Hidrandina SE0132 (Tayabamba)
58 Hidrandina SE0126 (Huari)
59 Hidrandina SE0121 (Huarmey) Caída conductor de red
Problemática en el sistemas de transmisión Paramonga Nueva – 9 de Octubre – Huarmey, debido principalmente a las causas: ‐ Desprendimiento de conductor produciendo
excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 84% de la línea L‐6655 Paramonga Nueva – 9 de Octubre.
‐ Transformador a punto de sobrecargarse con 98% T18 T18‐261 Paramonga Nueva.
‐ Nueva SET Huarmey en 220/60 kV y celdas conexas (incluye tramos de línea en 220 kV para su interconexión). Prevista para el año 2018.
Plan de Mejora de Hidrandina: ‐ Rehabilitación de Línea de Transmisión simple terna en 66 kV S.E. Paramonga Nueva ‐ S.E. 09 de Octubre ‐ SE Huarmey L‐6655, L‐6671, por otra Línea 66 kV simple terna, de 85 km de longitud por deterioro de conductores y componentes. API P3‐090. En proceso de concurso de precios para elaboración de Estudio. Otras alternativas propuestas: ‐ Mantenimiento predictivo, para evaluar los deficiencias existentes en el trayecto de las líneas de transmisión L‐6655 y L‐6671, debido a caídas de conductores y falta de mantenimiento.
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críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
60 Hidrandina SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz)
Descargas atmosféricas
Problemática en el sistemas de transmisión Caraz ‐ Carhuaz ‐ Huaraz ‐ Ticapampa, debido principalmente a las causas: ‐ Caída de árbol produciendo excedencia de la
tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐6681 Picup ‐ Ticapampa con 51% y 38%, respectivamente.
‐ Descargas atmosféricas produciendo excedencia de la tasa del falla de 200% del transformador TP 6013 Ticapampa.
‐ Implementación de una nueva línea Huaraz Sur ‐ Ticapampa en 66 kV. ‐ Ampliación de capacidad de la S.E. Ticapampa con instalación de Transformador 60/23/10 kV de 30 MVA. POC julio de 2017.
Otras alternativas propuestas:
‐ Reducir las interrupciones por caída de árbol en la línea L‐6681 Picup ‐ Ticapampa, incrementando el mantenimiento de la faja de servidumbre. ‐ Instalación de pararrayos en la SET TP 6013 Ticapampa por descargas atmosféricas.
61 Hidrandina SE0125 (Ticapampa)
62 Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad)
Descargas atmosféricas
Problemática en el sistemas de transmisión Guadalupe ‐ Chepén ‐ Pacasmayo ‐ Gallito Ciego ‐ Cajamarca ‐ Celendín – San Marcos ‐ Cajabamba ‐ Cajamarca Norte ‐ La Pajuela, debido principalmente a las causas: ‐ Actos vandálicos produciendo excedencia de
la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de las líneas L‐6645 Guadalupe – Chepén (175%; 426%) y L‐6653 Guadalupe 1 – Pacasmayo (25%; 109%).
‐ Equipo, materiales y accesorio produciendo excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 156% de la línea L‐6045 Gallito Ciego – Cajamarca.
‐ Equipo, materiales y accesorio produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 400% del trasformador TP 6019 ‐162266 Cajamarca y con una cargabilidad del 98%.
‐ Contacto de árbol produciendo excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 353% de la línea L‐6046 Cajamarca Norte ‐ Cajamarca y con una cargabilidad de 99%.
‐ Nueva línea de transmisión y Celdas en SET Cajamarca Norte – SET Cajamarca en 60kV. Con derivación a la SET Moyococha. Previsto año 2018. ‐ LT 60 kV, La Ramada ‐ Huamachuco, 17 km. Año 2018. ‐ Celda de línea transformador de 60 kV y celda de transformador de 23 kV en la SET Huamachuco, previsto para el año 2018.
Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: ‐ Línea de transmisión en 220 kV Cajamarca – Cáclic – Moyobamba. ‐ Línea de transmisión en 500 kV Celendín ‐ Trujillo. ‐ Línea de transmisión en 220 kV (doble terna) Cajamarca – Celendín. ‐ Línea de transmisión en 500 kV Tocache – Celendín. ‐ Subestaciones en 500 kV Tocache y 500/200 kV Celendín.
Proyecto año 2017: ‐ Proyecto en V y VI etapa de la S.E.R. Huamachuco, provincia de Sanchez Carrión, distritos de Huamachuco, Sanagoran, Curgos, Chugay y Sarin. ‐ Instalación, mejoramiento y ampliación del sistema de electrificación rural a diversas localidades en las provincias de Chota, Cutervo, Hualgayoc, Santa Cruz, Cajabamba, Contumaza y San Pablo en el departamento de Cajamarca. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de La Libertad y Cajamarca. Proyecto año 2018: ‐ Afianzamiento y ampliaciones de los sistemas eléctricos rurales de Huamachuco y Sitabamba en los distritos de Chugay, Sitabamba, Huamachuco, Sanagoran y Sarin. ‐ Línea de transmisión en 60 kV Cajabamba‐Huamachuco y subestaciones. ‐ Instalación del sistema eléctrico rural de los Caserios San Pablo Alto, La Morcilla Baja, La Morcilla Alta y El Progreso, distrito de Jesús Cajamarca.
Otras alternativas propuestas: ‐ Mantenimientos de puesta a tierra, instalación de pararrayos de línea en L‐6045, L‐6044, 6049 y L‐6046. ‐ Se sugiere utilizar modelamientos y simulaciones de transitorios electromagnéticos, en donde la determinación de la ubicación efectiva de un pararrayo es dependiente del análisis de tensiones provocadas por descargas atmosféricas en la línea de transmisión. ‐ Estudios de operatividad de relés de protección con el fin de evitar actuaciones indebidas dejando sin servicio eléctrico a los usuarios finales.
63 Hidrandina SE0118 (Cajamarca)
64 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural)
65 Hidrandina SE0128 (Celendín)
66 Hidrandina SE1230 (Cajabamba)
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críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
67 Hidrandina SE2230 (Huamachuco)
‐ Instalación del sistema eléctrico rural distrito de Cachachi – Cajabamba – Cajamarca. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de La Libertad y Cajamarca.
68 Seal SE0144 (Ocoña)
Bajo nivel de aislamiento
Problemática en los sistemas de transmisión Majes ‐ Chuquibamba – Corire y Mollendo – Repartición ‐ Majes, debido principalmente a las causas: ‐ Equipo, materiales y accesorio produciendo
excedencia de la tolerancia de tasa de indisponibilidad de 134% de la línea L‐6550 Majes‐Chuquibamba.
‐ Desprendimiento de conductor produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 100% del transformador T15‐61 Corire.
‐ Falla de pararrayo produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad del transformador T16‐62 Chuquibamba 100% y 52%, respectivamente.
‐ Arco eléctrico produciendo excedencia de tolerancia de indisponibilidad de 53% de la línea L‐1031 Repartición‐Majes.
‐ Equipo, materiales y accesorio produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 500% del transformador T26‐121 Repartición y con una cargabilidad de 99.6%.
Línea 138 kV Camaná ‐ Ocoña y SET Ocoña, remodelación celdas 138 kV SET Camaná. Con estudio definitivo, en saneamiento de servidumbre
‐ Renovación de elementos de transmisión que hayan cumplido su vida útil de 30 años, en referencia a la línea de transmisión de 33kV Base Islay – Matarani. ‐ Celdas 23 kV en SET Repartición SET Repartición 2017.
Plan de transmisión a largo plazo 2013‐2022: ‐ Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya.
Proyecto año 2017: ‐ Mejoramiento de las instalaciones eléctricas de las localidades del distrito de Chaparra, provincia de Caravelí – Arequipa. ‐ Línea de subtransmisión en 33 kV Cerro de Arena – Ático y subestaciones, provincia de Camaná, Caravelí. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de La Arequipa. Proyecto año 2018: ‐ Instalación del servicio eléctrico en los sectores de Characta, Socso y Sonay, distrito de Nicolas de Pierola, Camaná, Arequipa. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de La Arequipa.
Propuesta de Plan de Mejora 2017 de SEAL: ‐ Implementación de una PI en el nivel de 60 kV en la SET Corire 60/13.2 kV, el cual permitirá tener mayor selectividad de protecciones y operatividad en la L.T. Majes‐Corire‐Chuquibamba, que pasaría a ser L.T. Majes‐Corire y L.T. Corire‐Chuquibamba. LT Repartición ‐ Majes ‐ Instalación de zócalos anti‐inflamables de protección en las estructuras de madera que se encuentran en zonas cercanas a vegetación. ‐ Mantenimiento, mejoramiento y cambio de Puestas a Tierra. LT Majes – Corire ‐ Chuquibamba ‐ Mantenimiento, mejoramiento y cambio de Puestas a Tierra. ‐ Imposición de servidumbre de la línea L‐6550 Majes – Corire ‐ Chuquibamba. LT Base Islay ‐ Mollendo ‐ Reforzamiento de la línea L‐3031 cambiando el conductor de aluminio de 70 mm2 a 120 mm2 engrasado. ‐ Cambio de estructuras de anclaje en mal estado. ‐ Mantenimiento, mejoramiento y cambio de Puestas a Tierra. LT Base Islay – Matarani – Agua Lima ‐ Reforzamiento de la línea L‐3035 cambiando el conductor de aluminio de 70 mm2 a 120 mm2 engrasado. ‐ Cambio de estructuras de anclaje en mal estado. ‐ Mantenimiento, mejoramiento y cambio de Puestas a Tierra. S.E. Base Islay ‐ Cambio de seccionador patrón horizontal de la barra en 33kV. ‐ Habilitación de una nueva salida en 10 kV del transformador de potencia de la SET Base Islay. ‐ Adquisición y montaje de celdas GIS en 33kV para patrón 33kV, salida Base Islay‐Mollendo, Base Islay‐Matarani, Base Islay‐Mejía. S.E. Agua Lima ‐ Montaje de recloser patrón en 33kV. S.E. Chucarapi ‐ Montaje de recloser patrón en 10kV S.E. Mollendo ‐ Cambio de power fuse por seccionadores de potencia.
69 Seal SE0141 (Chuquibamba)
70 Seal SE0138 (Camaná)
71 Seal SE0145 (Caravelí)
72 Seal SE0252 (Valle de Majes)
73 Seal SE0249 (Islay)
74 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) Fuertes vientos
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N° Empresa Sistemas eléctricos
críticos 2017
Causas predominantes de los sistemas
eléctricos
Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017
Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Inversiones de transmisión
Plan de Transmisión COES
Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)
Otras Propuestas
PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025
75 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) Bajo nivel de aislamiento
Problemática en el sistema de transmisión Marcona – Jahuay ‐ Bella Unión considerado crítico por ser sistema radial, el cual presenta causas principalmente por bajo nivel de aislamiento en la línea L‐6672 Marcona – Bella Unión.
Línea Bella Unión – Chala en 60 kV de 85 km y SET Chala. En ejecución de obra.
Plan de transmisión a largo plazo 2013‐2022: ‐ Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya.
Otras alternativas propuestas: ‐ Realizar inspección y mantenimiento periódico a la línea L‐6672 centralizado en la cadena de aisladores, pararrayos, aisladores poliméricos o porcelana y buscar el nivel de aislamiento óptimo para el sistema, considerar el reemplazo de ser necesario. Plan de Mejora de SEAL: ‐ L.T. Marcona ‐ Bella Unión: Instalación de cobertores aislantes en las estructuras donde se han encontrado aves que provocan los eventos transitorios y acercamiento de conductores por presencia de aves.