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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
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)
1
Abancay ‐ Tamburco ‐ Andahuaylas ‐ Chuquibambilla ‐ Chacapuente ‐ Cotaruse. ESE
L‐6003 Abancay (TA) – Andahuaylas
60 ESE Andahuaylas, Chacapuente
y Chuquibambilla. L‐6005 Abancay ‐ Chalhuanca
2 Tingo María ‐ Aguaytía TRS L‐2251 Aguaytía – Tingo María 220 EUC Pucallpa y Aguaytía.
3 Tingo María ‐ Aucayacu ‐ Tocache ‐ Juanjui ‐ Bellavista ‐ Tarapoto ‐ Moyobamba
REP L‐1122 Tingo María ‐ Aucayacu 138
EOR
Bellavista, Moyobamba, Tarapoto, Tarapoto Rural, Rioja Oriente, Yurimaguas, Pongo de Caynarachi y
Gera.
REP L‐1124 Aucayacu – Tocache 138
EOR T‐40 Juanjui 138/22.9/10
REP T35‐121 Tocache 138/22.9/10 ETO Tocache
4 Azángaro ‐ Antauta ‐ San Rafael ‐ Derivación Putina ‐ Huancané ‐ Ananea
EPU
L‐6024 Azángaro ‐ Derivación Putina
60 EPU Antauta, Azángaro y
Juliaca Rural.
L‐6025 Derivación Putina – Ananea
L‐6021 Azángaro ‐ Se San Rafael
L‐6026 Derivación Putina – Huancané
5 San Gabán ‐ Mazuco ‐ Puerto Maldonado
ESE
L‐1014 S.E. San Gabán II ‐ Mazuko
138 ESE
Mazuko, Puerto Maldonado, Puerto
Maldonado Rural, Iberia e Iñapari.
L‐1015 Mazuko ‐ Puerto Maldonado
6 Cutervo ‐ Nueva Jaén ‐ Jaén ‐ Bagua Chica ‐ Muyo
EOR
L‐60751b Bagua ‐ Nueva Jaén 60
EOR Bagua Jaén, Bagua Jaén Rural y San Ignacio.
TPA013 Nueva Jaén 138/60/22.9
L‐1138 Subestación Cutervo – Nueva Jaén
138
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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)
L60171 C.H. Muyo – Bagua 60
Carhuaquero ‐ Espina Colorada ‐ Cutervo
ELN L‐1135 Espina Colorada ‐ Cutervo 138
7 Machupicchu ‐ Cachimayo ‐Dolores Pata‐Quencoro ‐ Pisac – Urubamba
ESE L ‐ 6006 Cachimayo – Pisac 60 ESE
La Convención, La Convención Rural, Valle
Sagrado 1, Valle Sagrado 2 y Valle Sagrado 3.
8 Caraz ‐ Carhuaz ‐ Huaraz ‐ Ticapampa
HID
L‐6681 S.E. Picup (Huaraz) ‐ S.E. Ticapampa
66 HID
Ticapampa y Caraz‐Carhuaz‐Huaraz
TP 6013 Ticapampa 66/13.8
9
Chimbote Sur ‐ Nepeña ‐ Casma ‐ San Jacinto
HID L‐1113 S.E. Nepeña ‐ S.E. Casma 138 HID Casma y Casma Rural
Chimbote 2 ‐ Chimbote 1 HID TP A042 Chimbote 2 138/13.8 HID Chimbote
10 Kiman Ayllu ‐ La Pampa ‐ Pallasca
HID L‐6682 S.E. Kiman Ayllu ‐ S.E. La Pampa
66 HID Pallasca, Huallanca, Sihuas, Pomabamba, Tayabamba y
Huari.
11 Chiclayo Norte ‐ Pomalca ‐ Tuman ‐ Cayalti
ELN TP6009 Tuman 60/22.9/10 ELN Chiclayo Baja Densidad
12 La Viña ‐ Motupe ‐ Olmos ‐ Occidente
DEP L‐6036 La Viña ‐ Occidente 60 ELN Olmos
ELN TP6005 Motupe 60/22.9/10
13 Cobriza I ‐ Cobriza II – Machahuay ‐ Huanta ‐ Mollepata ‐ San Francisco
ELC L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco 69
ELC
Pampas, Ayacucho, Ayacucho Rural, Cangallo Llusita, San Francisco,
Huanta Ciudad y Huanta Rural.
ELC 4‐TP‐252 San Francisco 66/22.9
SNP L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II 69
14 Combapata ‐ Sicuani ‐ Llusco ESE
L‐6001 Combapata ‐ Sicuani 66
ESE Sicuani, Sicuani Rural,
Combapata y Chumbivilcas.
L‐6019 Combapata ‐ Llusco 66
T28‐062 Llusco 66/22.9/10
15
Guadalupe ‐ Chepén ‐ Pacasmayo ‐ Gallito Ciego ‐ Cajamarca ‐ Celendín – San Marcos ‐ Cajabamba ‐ Cajamarca Norte ‐ La Pajuela
HID L‐6645 Guadalupe ‐ Chepén 60
HID
Huamachuco, Guadalupe, Porcón ‐ La Pajuela,
Cajamarca, Cajamarca Rural, Cajamarca Baja Densidad, Cajabamba y
Celendín.
HID L‐6653 Guadalupe 1 ‐ Pacasmayo 60
HID L‐6045 S.E. Gallito Ciego ‐ S.E. Cajamarca
60
HID TP 6019 ‐162266 Cajamarca 60/10
HID L‐6046 Cajamarca Norte ‐ S.E. Cajamarca
60
16 Los Héroes ‐ Tomasiri ‐ Aricota 2 ‐ Aricota 1 ‐ Sarita
RDS TR ‐ 1 Los Héroes 220/66/10.5 ELS
Tarata, Tomasiri, Yarada y Tacna. EGS L‐6620 Aricota 2 ‐ Tomasiri 66
17
Majes ‐ Chuquibamba ‐ Corire
SEA
L‐6550 Majes ‐ Chuquibamba 60
SEA Chuquibamba y Valle de
Majes. T15‐61 Corire 60/13.2
T16‐62 Chuquibamba 60/23
Mollendo ‐ Repartición ‐ Majes L‐1031 Repartición ‐ Majes 138
SEA Repartición La Cano, Islay, Majes Sihuas, Ocoña, Caravelí y Camaná. T26‐121 Repartición 132/22.9/10
18 Paramonga Nueva ‐ 9 de Octubre ‐ Huarmey
HID L‐6655 Paramonga Nueva ‐ 9 De Octubre
66 HID Huarmey
REP T18‐261 Paramonga Nueva 220/66/10
19 Poechos ‐ Sullana CUR L‐6668 Poechos ‐ Sullana 60 ENO Sullana II y III
20 Puno ‐ Pomata ‐ Ilave ‐ Bellavista
EPU L‐0638 Puno ‐ Pomata 60 EPU Ilave ‐ Pomata
21 Marcona – Llipata – Nazca – Puquio ‐ Cora Cora
ESM TP5360231001 Puquio 60/22.9/10 ESM
Chaviña, Coracora, Incuyo, Nasca, Nasca Rural, Palpa, Palpa Rural, Pausa, Tambo
Quemado, Puquio y
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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)
Puquio Rural.
22
Talara ‐ Zorritos ‐ Machala REP L‐2249 Talara ‐ Zorritos 220
ENO
Zorritos, Zarumilla Rural, Zarumilla, Tumbes,
Tumbes Rural, Máncora y Corrales.
Zorritos ‐ Tumbes ‐ Puerto Pizarro ‐ Zarumilla
REP T33‐261 Zorritos 220/60/10
23 Trujillo Norte ‐ Santiago de Cao ‐ Motil
HID
L‐1115 Trujillo Norte ‐ S.E. Motil 138
HID
Otuzco ‐ Motil ‐ La Florida, Trujillo Rural, Trujillo Baja Densidad, Quiruvilca y Paiján‐Malabrigo.
TP‐3023 Otuzco 33/22.9
TP 3010 Otuzco 33/13.8
24 Trujillo Norte ‐ Chimbote 1 REP L‐2232 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte 220
‐ SEIN L‐2233 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte 220
25
Trujillo Sur ‐ Huaca del Sol ‐ Virú ‐ Chao HID
L‐6695 S.E. Trujillo Sur ‐ Huaca Del Sol
60
HID Trujillo y Virú TP‐A050 Trujillo Sur 138/60/10
L‐6696 Huaca Del Sol ‐ S.E. Virú 60
Huaca del Sol ‐ Salaverry TP 3005 Salaverry 2 34.5/10.5 HID Trujillo
26 Huayucachi – Huancayo Este – Salesianos – Parque Industrial – Concepción
ELC 4‐TP‐056 Huancayo Este 60/22.9/10 ELC
Huancayo, Valle Mantaro 1, Valle Mantaro 2, Valle Mantaro 3, Valle Mantaro
4.
27 Piura Oeste ‐ Los Ejidos ‐ Chulucanas ‐ Morropón ‐ Loma Larga
REP T15‐261 Piura Oeste 220/60/10
ENO
Piura, Santo Domingo Chalaco I y II,
Huancabamba Huarmaca, El Arenal, Chulucanas, Catacaos, Paita, Sullana, Sullana II y III y Bajo Piura.
T83‐261 Piura Oeste 220/60/11
ENO 1TP6031 Chulucanas 58/22.9/10
28 Ica ‐ Ica Norte ‐ Tacama ‐ Villacuri
ESM L‐6623‐01 P34 de L‐6623 ‐ Tacama 60 ESM Ica
29 Paragsha 2 ‐ Amarilis ‐ Huánuco
REP L‐1120 Paragsha 2 ‐ Amarilis 138 ‐ SEIN
30 Ocoña ‐ San José ‐ Montalvo MCV ATXF‐002 San José 500/220/33 ‐ SEIN
31 Socabaya ‐ Moquegua RDS L‐2025 Socabaya ‐ Moquegua 220
‐ SEIN L‐2026 Socabaya ‐ Moquegua 220
32 Socabaya ‐ Cerro Verde ‐ Repartición
TRM T2 Socabaya 220/138 ‐ SEIN
33 Chimay – Yanango ‐ Pachachaca ‐ Callahuanca
REP L‐2223 Pachachaca ‐ Callahuanca 220 ‐ SEIN
CHI Chimay 13.8/220 220/13.8
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
Criticidad de Transmisión 2017
Indicador SAIFI 2016
Indicador SAIDI 2016
Límite SAIFI Transm.
Excede Límite SAIFI Transm.
Límite SAIDI Transm.
Excede Límite SAIDI Transm.
1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) 2974 3 3.0 1.5 0.8 275% 1.2 22%
2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) 3828 4 5.0 1.0 1.4 257% 2 ‐52%
3 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 27689 2 3.6 6.9 0.6 504% 0.9 671%
4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 35406 5 4.2 15.7 2 110% 4 292%
5 Electro Oriente SE2233 (Gera) 9018 4 6.0 0.9 1.4 329% 2 ‐54%
6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 16235 3 4.1 1.3 0.8 413% 1.2 11%
7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 31126 4 7.5 3.2 1.4 435% 2 62%
8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 23679 4 4.4 20.1 1.4 213% 2 906%
9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 35271 2 3.0 0.6 0.6 400% 0.9 ‐32%
10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 23200 4 3.0 1.1 1.4 112% 2 ‐45%
11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 15926 3 9.4 1.9 0.8 1071% 1.2 55%
12 Electro Puno SE0028 (Antauta) 5415 4 22.6 34.2 1.4 1514% 2 1608%
13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) 18142 3 8.3 3.4 0.8 939% 1.2 183%
14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 59680 6 2.3 1.5 2 16% 4 ‐62%
15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 42649 4 3.0 11.7 1.4 111% 2 486%
16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 12887 6 14.8 9.2 2 641% 4 129%
17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 16963 5 21.0 6.7 2 950% 4 69%
18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 5578 6 9.9 2.0 2 397% 4 ‐51%
19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 1246 5 20.8 7.2 2 940% 4 79%
20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 35 3 20.7 7.1 0.8 2489% 1.2 495%
21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 9884 2 9.8 4.3 0.6 1529% 0.9 382%
22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural)
22218 5 9.8 4.4 2 391% 4 10%
23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3552 3 12.9 4.6 0.8 1519% 1.2 281%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 6
Nº Empresa Sistema Clientes ST**
SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas
Criticidad de Transmisión 2017
Indicador SAIFI 2016
Indicador SAIDI 2016
Límite SAIFI Transm.
Excede Límite SAIFI Transm.
Límite SAIDI Transm.
Excede Límite SAIDI Transm.
24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 18214 2 23.6 7.4 0.6 3841% 0.9 722%
25 Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural)
4982 4 22.1 8.3 1.4 1481% 2 314%
26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 9316 3 15.7 4.9 0.8 1862% 1.2 310%
27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 14278 6 14.1 4.7 2 606% 4 19%
28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 28391 4 5.0 1.6 1.4 256% 2 ‐18%
29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 22769 5 10.4 3.9 2 418% 4 ‐3%
30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 47355 2 11.7 12.9 0.6 1843% 0.9 1335%
31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 15981 5 10.9 25.0 2 447% 4 526%
32 Electrocentro SE0068 (Cangallo‐Llusita) 19421 5 17.4 6.1 2 770% 4 52%
33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo‐Satipo)
15474 4 3.7 1.2 1.4 166% 2 ‐40%
34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 8613 3 12.3 4.5 0.8 1443% 1.2 271%
35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 16831 6 12.5 4.7 2 527% 4 19%
36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 18016 5 5.0 1.8 2 148% 4 ‐55%
37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 11503 3 4.7 1.7 0.8 494% 1.2 38%
38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4386 4 10.1 1.8 1.4 620% 2 ‐9%
39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) 8985 3 22.4 5.6 0.8 2697% 1.2 369%
40 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1)
28585 4 9.9 10.9 1.4 609% 2 446%
41 Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2)
19433 4 7.7 7.0 1.4 450% 2 249%
42 Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3)
20380 4 2.0 5.6 1.4 41% 2 178%
43 Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4)
36036 5 8.7 10.1 2 336% 4 152%
44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) 7376 3 0.9 7.7 0.8 13% 1.2 546%
45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 9118 2 2.5 0.4 0.6 324% 0.9 ‐61%
46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3452 3 0.9 7.5 0.8 9% 1.2 527%
47 Electrosur SE0115 (Tarata) 5890 5 2.1 16.4 2 7% 4 311%
48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 4434 3 4.9 1.2 0.8 507% 1.2 2%
49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 50938 2 1.9 0.8 0.6 209% 0.9 ‐7%
50 Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad)
6468 6 3.0 2.5 2 48% 4 ‐38%
51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 20377 6 5.0 1.8 2 150% 4 ‐55%
52 Hidrandina SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz)
51397 3 2.9 0.6 0.8 262% 1.2 ‐49%
53 Hidrandina SE1119 (Casma) 7098 2 7.6 16.1 0.6 1169% 0.9 1687%
54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 5709 4 7.9 16.6 1.4 461% 2 730%
55 Hidrandina SE0128 (Celendín) 13717 5 2.9 1.0 2 45% 4 ‐74%
56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 7128 2 3.9 0.6 0.6 549% 0.9 ‐35%
57 Hidrandina SE0126 (Huari) 14253 5 17.7 10.1 2 785% 4 152%
58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) 5953 2 1.1 6.4 0.6 80% 0.9 608%
59 Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida)
8182 4 3.1 7.2 1.4 122% 2 261%
60 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 14307 2 4.2 6.0 0.6 595% 0.9 569%
61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 8176 6 13.8 13.6 2 589% 4 241%
62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 1197 3 12.4 7.0 0.8 1445% 1.2 487%
63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) 5914 6 3.9 4.0 2 97% 4 1%
64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 12440 4 3.0 1.4 1.4 118% 2 ‐28%
65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 6433 4 12.8 4.4 1.4 814% 2 118%
66 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad)
12065 3 3.0 2.8 0.8 277% 1.2 132%
67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 3170 4 4.8 14.2 1.4 244% 2 612%
68 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 7189 4 5.0 2.4 1.4 257% 2 18%
69 Seal SE0138 (Camaná) 17728 3 4.0 27.5 0.8 398% 1.2 2194%
70 Seal SE0145 (Caravelí) 1129 4 11.0 24.5 1.4 683% 2 1125%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 7
Nº Empresa Sistema Clientes ST**
SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas
Criticidad de Transmisión 2017
Indicador SAIFI 2016
Indicador SAIDI 2016
Límite SAIFI Transm.
Excede Límite SAIFI Transm.
Límite SAIDI Transm.
Excede Límite SAIDI Transm.
71 Seal SE0141 (Chuquibamba) 6303 5 9.0 29.8 2 351% 4 645%
72 Seal SE0249 (Islay) 19405 3 2.7 6.8 0.8 236% 1.2 468%
73 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 14868 4 3.0 10.3 1.4 114% 2 415%
74 Seal SE0144 (Ocoña) 4236 4 8.9 35.2 1.4 536% 2 1662%
75 Seal SE0252 (Valle de Majes) 6209 4 7.0 21.3 1.4 399% 2 964%
* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones al año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).
** ST: Sector Típico.
Asimismo, de los 75 sistemas eléctricos críticos en transmisión, 73 sistemas pertenecen a
empresas eléctricas distribuidoras del Estado (EEDE) y 2 sistemas pertenecen a empresas
eléctricas distribuidoras Privadas (EEDP).
5. METAS DE SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017‐2021
La División de Supervisión de Electricidad (DSE) de Osinergmin, consideró fijar metas de
indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables desde el año 2017 al 2021
para los 75 sistemas eléctricos críticos 2017. Esto con el fin de mantener las tendencias
hacia la mejora de la calidad de suministro eléctrico para los próximos años.
Cuadro: Metas de indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión 2017‐2021
N° Empresa Sistema Eléctrico ST
Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables 2017 ‐ 2021
Meta 2017 Meta 2018 Meta 2019 Meta 2020 Meta 2021
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) 3 2.5 1.4 1.9 1.3 1.4 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) 4 4.1 1.2 3.2 1.5 2.3 1.7 1.4 2.0 1.4 2
3 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 2 3.0 5.7 2.4 4.5 1.8 3.3 1.2 2.1 0.6 0.9
4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 5 3.8 13.3 3.3 11.0 2.9 8.7 2.4 6.3 2 4
5 Electro Oriente SE2233 (Gera) 4 4.5 2 2.9 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2
6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 3 3.0 1.3 1.9 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 4 5.5 2.8 3.4 2.4 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2
8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 4 3.6 15.6 2.9 11.1 2.1 6.5 1.4 2.0 1.4 2
9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 2 2.2 0.9 1.4 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 4 2.4 2 1.9 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2
11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 3 6.5 1.6 3.7 1.4 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
12 Electro Puno SE0028 (Antauta) 4 17.3 26.1 12.0 18.1 6.7 10.0 1.4 2.0 1.4 2
13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) 3 5.8 2.7 3.3 1.9 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 6 2.2 4 2.1 4 2.0 4 2.0 4 2 4
15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 4 2.6 9.3 2.2 6.9 1.8 4.4 1.4 2.0 1.4 2
16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 6 12.3 8.1 9.7 7.1 7.1 6.1 4.6 5.0 2 4
17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 5 16.3 6.1 11.5 5.4 6.8 4.7 2.0 4.0 2 4
‐ 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 Página 8
N° Empresa Sistema Eléctrico ST
Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables 2017 ‐ 2021
Meta 2017 Meta 2018 Meta 2019 Meta 2020 Meta 2021
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 6 8.4 4 6.8 4 5.2 4 3.6 4 2 4
19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 5 14.5 6.1 8.3 5.1 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 3 14.1 5.2 7.5 3.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 2 6.7 3.2 3.7 2.0 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) 5 7.2 4.3 4.6 4.1 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3 9.9 3.7 6.9 2.9 3.8 2.0 0.8 1.2 0.8 1.2
24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 2 16.0 5.2 8.3 3.1 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
25 Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural)
4 15.2 6.2 8.3 4.1 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2
26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 3 10.7 3.7 5.8 2.4 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 6 10.1 4.5 6.0 4.2 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 4 3.8 2 2.6 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2
29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 5 8.7 4 7.0 4 5.3 4 3.7 4 2 4
30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 2 8.0 8.9 4.3 4.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 5 8.0 18.0 5.0 11.0 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
32 Electrocentro SE0068 (Cangallo‐Llusita) 5 12.3 5.4 7.1 4.7 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo‐Satipo) 4 3.1 2 2.6 2 2.0 2 1.4 2 1.4 2
34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 3 8.5 3.4 4.7 2.3 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 6 9.0 4.5 5.5 4.2 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 5 4.4 4 3.8 4 3.2 4 2.6 4 2 4
37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 3 4.0 1.6 3.2 1.5 2.4 1.4 1.6 1.3 0.8 1.2
38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4 7.9 2 5.7 2 3.6 2 1.4 2 1.4 2
39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) 3 15.2 4.2 8.0 2.7 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
40 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) 4 7.8 8.7 5.7 6.5 3.5 4.2 1.4 2.0 1.4 2
41 Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2) 4 6.1 5.7 4.5 4.5 3.0 3.2 1.4 2.0 1.4 2
42 Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3) 4 1.8 4.7 1.7 3.8 1.5 2.9 1.4 2.0 1.4 2
43 Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) 5 7.0 8.6 5.4 7.0 3.7 5.5 2.0 4.0 2 4
44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) 3 0.9 6.4 0.9 5.1 0.8 3.8 0.8 2.5 0.8 1.2
45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 2 2.2 0.9 1.8 0.9 1.4 0.9 1.0 0.9 0.6 0.9
46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3 0.8 5.4 0.8 3.3 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
47 Electrosur SE0115 (Tarata) 5 2.1 13.9 2.1 11.5 2.1 9.0 2.0 6.5 2 4
48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 3 3.5 1.2 2.2 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 2 1.4 0.9 1.0 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
50 Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad)
6 2.6 4 2.3 4 2.0 4 2.0 4 2 4
51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 6 4.0 4 3.0 4 2.0 4 2.0 4 2 4
52 Hidrandina SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz)
3 2.4 1.2 1.8 1.2 1.3 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
53 Hidrandina SE1119 (Casma) 2 6.2 13.0 4.8 10.0 3.4 7.0 2.0 3.9 0.6 0.9
54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 4 6.6 13.7 5.3 10.8 4.0 7.8 2.7 4.9 1.4 2
55 Hidrandina SE0128 (Celendín) 5 2.6 4 2.3 4 2.0 4 2.0 4 2 4
56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 2 2.8 0.9 1.7 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
57 Hidrandina SE0126 (Huari) 5 14.6 8.9 11.4 7.7 8.3 6.4 5.1 5.2 2 4
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 9
N° Empresa Sistema Eléctrico ST
Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables 2017 ‐ 2021
Meta 2017 Meta 2018 Meta 2019 Meta 2020 Meta 2021
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) 2 0.9 4.5 0.8 2.7 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
59 Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida) 4 2.7 5.9 2.3 4.6 1.8 3.3 1.4 2.0 1.4 2
60 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 2 3.3 4.7 2.4 3.5 1.5 2.2 0.6 0.9 0.6 0.9
61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 6 11.4 11.7 9.1 9.8 6.7 7.8 4.4 5.9 2 4
62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 3 9.5 5.6 6.6 4.1 3.7 2.7 0.8 1.2 0.8 1.2
63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) 6 3.6 4.0 3.2 4.0 2.8 4.0 2.4 4.0 2 4
64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 4 2.7 2 2.4 2 2.1 2 1.7 2 1.4 2
65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 4 9.9 3.8 7.1 3.2 4.2 2.6 1.4 2.0 1.4 2
66 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad)
3 2.5 2.4 1.9 2.0 1.4 1.6 0.8 1.2 0.8 1.2
67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 4 4.0 11.2 3.1 8.1 2.3 5.1 1.4 2.0 1.4 2
68 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 4 4.1 2.3 3.2 2.2 2.3 2.1 1.4 2.0 1.4 2
69 Seal SE0138 (Camaná) 3 3.2 20.9 2.4 14.4 1.6 7.8 0.8 1.2 0.8 1.2
70 Seal SE0145 (Caravelí) 4 8.6 18.9 6.2 13.3 3.8 7.6 1.4 2.0 1.4 2
71 Seal SE0141 (Chuquibamba) 5 7.3 23.4 5.5 16.9 3.8 10.5 2.0 4.0 2 4
72 Seal SE0249 (Islay) 3 2.1 4.9 1.4 3.1 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
73 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 4 2.6 8.2 2.2 6.1 1.8 4.1 1.4 2.0 1.4 2
74 Seal SE0144 (Ocoña) 4 7.0 26.9 5.2 18.6 3.3 10.3 1.4 2.0 1.4 2
75 Seal SE0252 (Valle de Majes) 4 5.6 16.5 4.2 11.6 2.8 6.8 1.4 2.0 1.4 2
6. ACCIONES DE OSINERGMIN – DSE PARA EL AÑO 2017
6.1. REUNONES ENTRE FONAFE, CONCESIONARIAS Y OSINERGMIN
El 10 de marzo de 2017 se sostuvo una reunión entre FONAFE, las EEDE1 (Electrocentro,
Electronorte, Electronoroeste, Hidrandina, Electro Sur Este, Electro Puno, Seal, Electrosur,
Electro Oriente y Electro Ucayali) y Osinergmin, donde las EEDE expusieron sus planes de
acción a realizarse en el año 2017 y Osinergmin presentó a los nuevos sistemas eléctricos
críticos de transmisión 2017 y el nuevo Módulo de seguimiento de los planes de acción de
los Sistemas Críticos de Transmisión, así como las Metas SAIFI y SAIDI de transmisión
propuestas para el año 2017 al 2021.
6.2. METODOLOGÍA DE REUNIONES 2017
Desde diciembre de 2013, Osinergmin en coordinación con FONAFE, viene realizando
reuniones técnicas con los directivos y funcionarios de cada una de las EEDE, con el fin de
agilizar los planes de acción a implementar por las EEDE para reducir las interrupciones en
sus sistemas eléctricos críticos.
1 EEDE: Empresas Eléctricas Distribuidoras del Estado
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 10
Para el año 2017, Osinergmin realizará una capacitación del SISTEMA EXTRANET DE
MONITOREO DE PLANES DE ACCIÓN EN SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS DE
TRANSMISIÓN al personal designado por cada concesionaria con el fin de que al final de
cada reunión dicho personal este plenamente familiarizado con el uso del Extranet e inicie
con el llenado de su plan de acción presentado durante la reunión con FONAFE. Dichas
reuniones se realizarán mediante la siguiente metodología:
Presentación de FONAFE (bienvenida y políticas generales).
Presentación de Osinergmin (resultados de evaluación 2016 y diagnóstico de
sistemas críticos 2017).
Presentación de Concesionaria (Plan de acción 2017) para mejorar la calidad de los
sistemas eléctricos críticos.
FONAFE expone los criterios de asignación de los recursos económicos necesarios
para mejorar la calidad del servicio eléctrico en los sistemas críticos.
Osinergmin realiza una revisión del plan y un taller de capacitación sobre el uso del
nuevo módulo de planes de acción de los sistemas eléctricos críticos de transmisión a
los profesionales de la concesionaria y a FONAFE.
Retroalimentación en cada una de las sedes regionales de las EEDE.
Se monitorea constantemente los avances en coordinación con FONAFE.
7. CONCLUSIONES
Para el año 2017, se determinaron 37 sistemas de transmisión críticos, conformados
por 59 líneas de transmisión y 28 transformadores de potencia críticos:
o De las 59 líneas de transmisión críticas, 37 excedieron las tolerancias establecidas
tanto de INDISL como del TFL, 7 líneas congestionadas, 10 líneas a punto de
congestionarse, 1 línea tanto por excedencia de la tolerancia de INDISL como a
punto de congestionarse y 4 líneas por formar parte de una radial crítica.
o De los 28 transformadores críticos, 15 excedieron las tolerancias establecidas tanto
de INDISE como del TFC, 2 transformadores sobrecargados, 9 transformadores a
punto de sobrecargarse y 2 transformadores tanto por excedencia de tolerancia
TFC como a punto de sobrecargarse.
Las causas predominantes que provocaron las desconexiones en las instalaciones de
transmisión críticos 2017 fueron principalmente debidas a descargas atmosféricas en
líneas de transmisión y a punto de sobrecargarse en transformadores de potencia.
Para el año 2017, se determinaron 75 sistemas eléctricos críticos, debido a la
excedencia de la tolerancia de SAIFI y SAIDI de transmisión, debidos a fallas suscitadas
en instalaciones de transmisión durante el año 2016 y con naturaleza no programada
gestionable; es decir, con responsabilidad propia y fenómenos naturales.
o De los 75 sistemas eléctricos críticos de transmisión, 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.
o Los sistemas que presentaron mayor número promedio de interrupciones de
transmisión (SAIFI) son: Puerto Maldonado (23.6), Antauta (22.6), San Francisco
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 11
(22.4), Puerto Maldonado Rural (22.1), Chumbivilcas (21), Iberia (20.8) e Iñapari
(20.7) y los sistemas que presentaron mayor duración promedio de interrupciones
(SAIDI) a nivel de transmisión fueron Ocoña (35.2), Antauta (34.2), Chuquibamba
(29.8), Camaná (27.5), Ayacucho Rural (25), Caravelí (24.5), Valle de Majes (21.3) y
San Ignacio (20.1).
o La principal causa predominante de las interrupciones eléctricas en los sistemas
críticos, fueron debidas a descargas atmosféricas afectando a 45 sistemas
eléctricos, pertenecientes a las empresas de Electro Dunas, Electro Oriente, Electro
Puno, Electro Sur Este, Electrocentro e Hidrandina.
En relación a la evolución del año 2015 al 2016, de los indicadores SAIFI y SAIDI de
transmisión con fallas gestionables para los 75 sistemas críticos de transmisión, se
tiene que 33 sistemas disminuyeron en 31% su indicador de SAIFI de 10 a 7 veces
promedio. Así mismo, 28 sistemas disminuyeron en 51% su indicador calidad SAIDI de
18 a 5 horas promedio.
Con el fin de mantener las tendencias hacia la mejora de la calidad de suministro
eléctrico se establecieron Metas para el SAIFI y SAIDI de transmisión 2017‐2021 para
los 75 sistemas eléctricos críticos 2017.
El 10 de marzo de 2017 se sostendrá una reunión entre la empresa FONAFE, las EEDE y
Osinergmin, donde las EEDE expondrán sus planes de acción a realizarse en el año
2017, Osinergmin realizará la presentación de los nuevos sistemas eléctricos críticos de
transmisión 2017 y presentará el nuevo Módulo de seguimiento de los planes de
acción de los Sistemas Críticos de Transmisión.
Magdalena del Mar, marzo de 2017
Atentamente,
Ing. Leonidas Sayas Poma Gerente de Supervisión de Electricidad (e)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 1
ÍNDICE
1. OBJETIVOS ............................................................................................................................. 1
2. ALCANCE ................................................................................................................................ 1
3. AMBITO DE SUPERVISIÓN DE LA DIVISIÓN DE SUPERVISIÓN DE ELECTRICIDAD ....................... 1
4. SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 ........................................................................... 3
4.1 INDICADORES DE TRANSMISIÓN ....................................................................................................... 3
4.2 DETERMINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 ............................................. 6
4.3 CAUSAS DE INTERRUPCIONES EN LAS INSTALACIONES DE TRANMISIÓN CRÍTICAS .......................... 10
5. SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS CON ALTA INCIDENCIA EN TRANSMISIÓN 2017 ................... 15
5.1 INDICADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO .................................................................................... 15
5.2 DETERMINACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS 2017 .................................................... 16
5.3 CALIDAD DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO DE LOS SISTEMAS CRÍTICOS 2017 ....................................... 21
5.3.1 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTROCENTRO ........................................................................... 21
5.3.2 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO SUR ESTE ......................................................................... 39
5.3.3 EMPRESA ELÉCTRICA DE HIDRANDINA .................................................................................. 53
5.3.4 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO PUNO .............................................................................. 64
5.3.5 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO ORIENTE .......................................................................... 79
5.3.6 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRONOROESTE ....................................................................... 90
5.3.7 EMPRESA ELÉCTRICA DE SEAL ............................................................................................. 101
5.4 CAUSAS DE INTERRUPCIÓN PREDOMINANTES DE LOS SISTEMAS CRÍTICOS 2017 ......................... 119
5.5 EVOLUCIÓN DEL SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017 PARA LOS AÑO 2015‐2016 ........................ 119
6. MÓDULO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS DE TRANSMISIÓN 2017 ................................. 123
7. METAS SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017‐2021 .............................................................. 124
8. ACCIONES DE OSINERGMIN – DSE PARA EL AÑO 2017 ......................................................... 127
8.1. REUNIONES ENTRE FONAFE, CONCESIONARIAS Y OSINERGMIN ................................................... 127
8.2. METODOLOGÍA DE LAS REUNIONES 2017 ..................................................................................... 127
9. CONCLUSIONES ................................................................................................................... 129
10. ANEXOS .............................................................................................................................. 130
ANEXO N° 1: SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 ........................................................................... 131
ANEXO N° 2: PROBLEMÁTICAS Y ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS .................. 138
CRÍTICOS 2017. ............................................................................................................................................ 138
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 1
1. OBJETIVOS
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,
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
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”.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 3
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
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 4
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.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 6
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
instalaciones críticas de transmisión
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)
1
Abancay ‐ Tamburco ‐ Andahuaylas ‐ Chuquibambilla ‐ Chacapuente ‐ Cotaruse. ESE
L‐6003 Abancay (TA) – Andahuaylas
60 ESE Andahuaylas, Chacapuente
y Chuquibambilla. L‐6005 Abancay ‐ Chalhuanca
2 Tingo María ‐ Aguaytía TRS L‐2251 Aguaytía – Tingo María 220 EUC Pucallpa y Aguaytía.
3 Tingo María ‐ Aucayacu ‐ Tocache ‐ Juanjui ‐ Bellavista ‐ Tarapoto ‐ Moyobamba
REP L‐1122 Tingo María ‐ Aucayacu 138
EOR
Bellavista, Moyobamba, Tarapoto, Tarapoto Rural, Rioja Oriente, Yurimaguas, Pongo de Caynarachi y
Gera.
REP L‐1124 Aucayacu – Tocache 138
EOR T‐40 Juanjui 138/22.9/10
REP T35‐121 Tocache 138/22.9/10 ETO Tocache
4 Azángaro ‐ Antauta ‐ San Rafael ‐ Derivación Putina ‐ Huancané ‐ Ananea
EPU
L‐6024 Azángaro ‐ Derivación Putina
60 EPU Antauta, Azángaro y
Juliaca Rural.
L‐6025 Derivación Putina – Ananea
L‐6021 Azángaro ‐ Se San Rafael
L‐6026 Derivación Putina – Huancané
5 San Gabán ‐ Mazuco ‐ Puerto Maldonado
ESE
L‐1014 S.E. San Gabán II ‐ Mazuko
138 ESE
Mazuko, Puerto Maldonado, Puerto
Maldonado Rural, Iberia e Iñapari.
L‐1015 Mazuko ‐ Puerto Maldonado
6
Cutervo ‐ Nueva Jaén ‐ Jaén ‐ Bagua Chica ‐ Muyo
EOR
L‐60751b Bagua ‐ Nueva Jaén 60
EOR Bagua Jaén, Bagua Jaén Rural y San Ignacio.
TPA013 Nueva Jaén 138/60/22.9
L‐1138 Subestación Cutervo – Nueva Jaén
138
L60171 C.H. Muyo – Bagua 60
Carhuaquero ‐ Espina Colorada ‐ Cutervo
ELN L‐1135 Espina Colorada ‐ Cutervo 138
7 Machupicchu ‐ Cachimayo ‐Dolores Pata‐Quencoro ‐ Pisac – Urubamba
ESE L ‐ 6006 Cachimayo – Pisac 60 ESE
La Convención, La Convención Rural, Valle
Sagrado 1, Valle Sagrado 2 y Valle Sagrado 3.
8 Caraz ‐ Carhuaz ‐ Huaraz ‐ Ticapampa
HID
L‐6681 S.E. Picup (Huaraz) ‐ S.E. Ticapampa
66 HID
Ticapampa y Caraz‐Carhuaz‐Huaraz
TP 6013 Ticapampa 66/13.8
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 8
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)
9
Chimbote Sur ‐ Nepeña ‐ Casma ‐ San Jacinto
HID L‐1113 S.E. Nepeña ‐ S.E. Casma 138 HID Casma y Casma Rural
Chimbote 2 ‐ Chimbote 1 HID TP A042 Chimbote 2 138/13.8 HID Chimbote
10 Kiman Ayllu ‐ La Pampa ‐ Pallasca
HID L‐6682 S.E. Kiman Ayllu ‐ S.E. La Pampa
66 HID Pallasca, Huallanca, Sihuas, Pomabamba, Tayabamba y
Huari.
11 Chiclayo Norte ‐ Pomalca ‐ Tuman ‐ Cayalti
ELN TP6009 Tuman 60/22.9/10 ELN Chiclayo Baja Densidad
12 La Viña ‐ Motupe ‐ Olmos ‐ Occidente
DEP L‐6036 La Viña ‐ Occidente 60 ELN Olmos
ELN TP6005 Motupe 60/22.9/10
13 Cobriza I ‐ Cobriza II – Machahuay ‐ Huanta ‐ Mollepata ‐ San Francisco
ELC L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco 69
ELC
Pampas, Ayacucho, Ayacucho Rural, Cangallo Llusita, San Francisco,
Huanta Ciudad y Huanta Rural.
ELC 4‐TP‐252 San Francisco 66/22.9
SNP L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II 69
14 Combapata ‐ Sicuani ‐ Llusco ESE
L‐6001 Combapata ‐ Sicuani 66
ESE Sicuani, Sicuani Rural,
Combapata y Chumbivilcas.
L‐6019 Combapata ‐ Llusco 66
T28‐062 Llusco 66/22.9/10
15
Guadalupe ‐ Chepén ‐ Pacasmayo ‐ Gallito Ciego ‐ Cajamarca ‐ Celendín – San Marcos ‐ Cajabamba ‐ Cajamarca Norte ‐ La Pajuela
HID L‐6645 Guadalupe ‐ Chepén 60
HID
Huamachuco, Guadalupe, Porcón ‐ La Pajuela,
Cajamarca, Cajamarca Rural, Cajamarca Baja Densidad, Cajabamba y
Celendín.
HID L‐6653 Guadalupe 1 ‐ Pacasmayo 60
HID L‐6045 S.E. Gallito Ciego ‐ S.E. Cajamarca
60
HID TP 6019 ‐162266 Cajamarca 60/10
HID L‐6046 Cajamarca Norte ‐ S.E. Cajamarca
60
16 Los Héroes ‐ Tomasiri ‐ Aricota 2 ‐ Aricota 1 ‐ Sarita
RDS TR ‐ 1 Los Héroes 220/66/10.5 ELS
Tarata, Tomasiri, Yarada y Tacna. EGS L‐6620 Aricota 2 ‐ Tomasiri 66
17
Majes ‐ Chuquibamba ‐ Corire
SEA
L‐6550 Majes ‐ Chuquibamba 60
SEA Chuquibamba y Valle de
Majes. T15‐61 Corire 60/13.2
T16‐62 Chuquibamba 60/23
Mollendo ‐ Repartición ‐ Majes L‐1031 Repartición ‐ Majes 138
SEA Repartición La Cano, Islay, Majes Sihuas, Ocoña, Caravelí y Camaná. T26‐121 Repartición 132/22.9/10
18 Paramonga Nueva ‐ 9 de Octubre ‐ Huarmey
HID L‐6655 Paramonga Nueva ‐ 9 De Octubre
66 HID Huarmey
REP T18‐261 Paramonga Nueva 220/66/10
19 Poechos ‐ Sullana CUR L‐6668 Poechos ‐ Sullana 60 ENO Sullana II y III
20 Puno ‐ Pomata ‐ Ilave ‐ Bellavista
EPU L‐0638 Puno ‐ Pomata 60 EPU Ilave ‐ Pomata
21 Marcona – Llipata – Nazca – Puquio ‐ Cora Cora
ESM TP5360231001 Puquio 60/22.9/10 ESM
Chaviña, Coracora, Incuyo, Nasca, Nasca Rural, Palpa, Palpa Rural, Pausa, Tambo
Quemado, Puquio y Puquio Rural.
22
Talara ‐ Zorritos ‐ Machala REP L‐2249 Talara ‐ Zorritos 220
ENO
Zorritos, Zarumilla Rural, Zarumilla, Tumbes,
Tumbes Rural, Máncora y Corrales.
Zorritos ‐ Tumbes ‐ Puerto Pizarro ‐ Zarumilla
REP T33‐261 Zorritos 220/60/10
23 Trujillo Norte ‐ Santiago de Cao ‐ Motil
HID
L‐1115 Trujillo Norte ‐ S.E. Motil 138
HID
Otuzco ‐ Motil ‐ La Florida, Trujillo Rural, Trujillo Baja Densidad, Quiruvilca y Paiján‐Malabrigo.
TP‐3023 Otuzco 33/22.9
TP 3010 Otuzco 33/13.8
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 9
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)
24 Trujillo Norte ‐ Chimbote 1 REP L‐2232 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte 220
‐ SEIN L‐2233 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte 220
25
Trujillo Sur ‐ Huaca del Sol ‐ Virú ‐ Chao HID
L‐6695 S.E. Trujillo Sur ‐ Huaca Del Sol
60
HID Trujillo y Virú TP‐A050 Trujillo Sur 138/60/10
L‐6696 Huaca Del Sol ‐ S.E. Virú 60
Huaca del Sol ‐ Salaverry TP 3005 Salaverry 2 34.5/10.5 HID Trujillo
26 Huayucachi – Huancayo Este – Salesianos – Parque Industrial – Concepción
ELC 4‐TP‐056 Huancayo Este 60/22.9/10 ELC
Huancayo, Valle Mantaro 1, Valle Mantaro 2, Valle Mantaro 3, Valle Mantaro
4.
27 Piura Oeste ‐ Los Ejidos ‐ Chulucanas ‐ Morropón ‐ Loma Larga
REP T15‐261 Piura Oeste 220/60/10
ENO
Piura, Santo Domingo Chalaco I y II,
Huancabamba Huarmaca, El Arenal, Chulucanas, Catacaos, Paita, Sullana, Sullana II y III y Bajo Piura.
T83‐261 Piura Oeste 220/60/11
ENO 1TP6031 Chulucanas 58/22.9/10
28 Ica ‐ Ica Norte ‐ Tacama ‐ Villacuri
ESM L‐6623‐01 P34 de L‐6623 ‐ Tacama 60 ESM Ica
29 Paragsha 2 ‐ Amarilis ‐ Huánuco
REP L‐1120 Paragsha 2 ‐ Amarilis 138 ‐ SEIN
30 Ocoña ‐ San José ‐ Montalvo MCV ATXF‐002 San José 500/220/33 ‐ SEIN
31 Socabaya ‐ Moquegua RDS L‐2025 Socabaya ‐ Moquegua 220
‐ SEIN L‐2026 Socabaya ‐ Moquegua 220
32 Socabaya ‐ Cerro Verde ‐ Repartición
TRM T2 Socabaya 220/138 ‐ SEIN
33 Chimay – Yanango ‐ Pachachaca ‐ Callahuanca
REP L‐2223 Pachachaca ‐ Callahuanca 220 ‐ SEIN
CHI Chimay 13.8/220 220/13.8
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
N° Sistemas de Transmisión
Críticos 2017
Instalaciones de transmisión críticas 2017
Empresa Líneas de transmisión y
transformadores Causas predominantes
1 Abancay ‐ Tamburco ‐ Andahuaylas ‐ Chuquibambilla ‐ Chacapuente – Cotaruse.
ESE
L‐6003 Abancay (TA) – Andahuaylas Descargas atmosféricas
L‐6005 Abancay ‐ Chalhuanca Descargas atmosféricas
2 Tingo María ‐ Aguaytía TRS L‐2251 Aguaytía – Tingo María Contacto con árbol
3 Tingo María ‐ Aucayacu ‐ Tocache ‐ Juanjui ‐ Bellavista ‐ Tarapoto ‐ Moyobamba
REP L‐1122 Tingo María ‐ Aucayacu Línea congestionada
REP L‐1124 Aucayacu – Tocache Línea congestionada
EOR T‐40 Juanjui Falla de equipo (conmutador bajo carga de transformador)
REP T35‐121 Tocache Transformador sobrecargado
4 Azángaro ‐ Antauta ‐ San Rafael ‐ Deriv. Putina ‐ Huancané ‐ Ananea
EPU
L‐6024 Azángaro ‐ Derivación Putina Descargas atmosféricas
L‐6025 Derivación Putina – Ananea Descargas atmosféricas
L‐6021 Azángaro ‐ Se San Rafael Descargas atmosféricas
L‐6026 Derivación Putina – Huancané Descargas atmosféricas
5 San Gabán ‐ Mazuco ‐ Puerto Maldonado
ESE L‐1014 S.E. San Gabán II ‐ Mazuko
Falla de equipo (interruptor de potencia de L‐1014)
L‐1015 Mazuko ‐ Puerto Maldonado Vientos huracanados
6
Cutervo ‐ Nueva Jaén ‐ Jaén ‐ Bagua Chica ‐ Muyo
EOR
L‐60751b Bagua ‐ Nueva Jaén falla de equipo (avería de pararrayo en la fase T S.E. Nueva Jaén)
L60171 C.H. Muyo – Bagua falla de equipo (avería de pararrayo en la fase T S.E. Nueva Jaén)
L‐1138 Subestación Cutervo – Nueva Jaén
falla de equipo (avería de pararrayo en la fase T S.E. Nueva Jaén)
TPA013 Nueva Jaén Transformador sobrecargado
Carhuaquero ‐ Espina Colorada ‐ Cutervo
ELN L‐1135 Espina Colorada ‐ Cutervo Descargas atmosféricas
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.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 11
N° Sistemas de Transmisión
Críticos 2017
Instalaciones de transmisión críticas 2017
Empresa Líneas de transmisión y
transformadores Causas predominantes
TP 6013 Ticapampa Descargas atmosféricas
9
Chimbote Sur ‐ Nepeña ‐ Casma ‐ San Jacinto
HID L‐1113 S.E. Nepeña ‐ S.E. Casma Fallas fugaces por sobrecorriente
Chimbote 2 ‐ Chimbote 1 HID TP A042 Chimbote 2 Equipo, materiales y accesorios
10 Kiman Ayllu ‐ La Pampa ‐ Pallasca
HID L‐6682 S.E. Kiman Ayllu ‐ S.E. La Pampa Contaminación por quema de maleza
11 Chiclayo Norte ‐ Pomalca ‐ Tuman ‐ Cayalti
ELN TP6009 Tuman Colisión contra las instalaciones
12 La Viña ‐ Motupe ‐ Olmos ‐ Occidente
DEP L‐6036 La Viña ‐ Occidente Línea a punto de congestionarse
ELN TP6005 Motupe Equipo, materiales y accesorios
13 Cobriza I ‐ Cobriza II – Machahuay ‐ Huanta ‐ Mollepata ‐ San Francisco
ELC L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco Deslizamiento de terreno
ELC 4‐TP‐252 San Francisco Vientos huracanados
SNP L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II Descargas atmosféricas
14 Combapata ‐ Sicuani ‐ Llusco ESE
L‐6001 Combapata ‐ Sicuani Descargas atmosféricas
L‐6019 Combapata ‐ Llusco Equipo, materiales y accesorios
T28‐062 Llusco Vientos huracanados
15
Guadalupe ‐ Chepén ‐ Pacasmayo ‐ Gallito Ciego ‐ Cajamarca ‐ Celendín – San
Marcos ‐ Cajabamba ‐ Cajamarca Norte ‐ La Pajuela
HID L‐6645 Guadalupe ‐ Chepén Actos vandálicos
HID L‐6653 Guadalupe 1 ‐ Pacasmayo Actos vandálicos
HID L‐6045 S.E. Gallito Ciego ‐ S.E. Cajamarca
Equipo, materiales y accesorios
HID TP 6019 ‐162266 Cajamarca Transformador a punto de sobrecargarse
HID L‐6046 Cajamarca Norte ‐ S.E. Cajamarca
Línea a punto de congestionarse
16 Los Héroes ‐ Tomasiri ‐ Aricota 2 ‐ Aricota 1 ‐ Sarita
RDS TR ‐ 1 Los Héroes Transformador a punto de sobrecargarse
EGS L‐6620 Aricota 2 ‐ Tomasiri Neblina
17
Majes ‐ Chuquibamba ‐ Corire
SEA
L‐6550 Majes ‐ Chuquibamba Equipo, materiales y accesorios
T15‐61 Corire Desprendimiento de conductor
T16‐62 Chuquibamba Falla de pararrayo
Mollendo ‐ Repartición ‐ Majes L‐1031 Repartición ‐ Majes Arco eléctrico
T26‐121 Repartición Transformador a punto de sobrecargarse
18 Paramonga Nueva ‐ 9 de Octubre ‐ Huarmey
HID L‐6655 Paramonga Nueva ‐ 9 De Octubre
Desprendimiento de conductor
REP T18‐261 Paramonga Nueva Transformador a punto de sobrecargarse
19 Poechos ‐ Sullana CUR L‐6668 Poechos ‐ Sullana Aves
20 Puno ‐ Pomata ‐ Ilave ‐ Bellavista
EPU L‐0638 Puno ‐ Pomata Descargas atmosféricas
21 Marcona – Llipata – Nazca – Puquio ‐ Cora Cora
ESM TP5360231001 Puquio Descargas atmosféricas
22
Talara ‐ Zorritos ‐ Machala REP L‐2249 Talara ‐ Zorritos Descargas atmosféricas
Zorritos ‐ Tumbes ‐ Puerto Pizarro ‐ Zarumilla
REP T33‐261 Zorritos Transformador a punto de sobrecargarse
23 Trujillo Norte ‐ Santiago de Cao ‐ Motil
HID
L‐1115 Trujillo Norte ‐ S.E. Motil Actos vandálicos
TP‐3023 Otuzco Falla relé
TP 3010 Otuzco Colapso de soporte o estructura
24 Trujillo Norte ‐ Chimbote 1 REP L‐2232 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte Línea a punto de congestionarse
L‐2233 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte Línea a punto de congestionarse
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 12
N° Sistemas de Transmisión
Críticos 2017
Instalaciones de transmisión críticas 2017
Empresa Líneas de transmisión y
transformadores Causas predominantes
25
Trujillo Sur ‐ Huaca del Sol ‐ Virú ‐ Chao HID
L‐6695 S.E. Trujillo Sur ‐ Huaca Del Sol Contacto o acercamiento accidental a los conductores
TP‐A050 Trujillo Sur Equipo, materiales y accesorios
L‐6696 Huaca Del Sol ‐ S.E. Virú Actos vandálicos
Huaca del Sol ‐ Salaverry TP 3005 Salaverry 2 Transformador a punto de sobrecargarse
26 Huayucachi – Huancayo Este – Salesianos – Parque Industrial – Concepción
ELC 4‐TP‐056 Huancayo Este Transformador a punto de sobrecargarse
27 Piura Oeste ‐ Los Ejidos ‐ Chulucanas ‐ Morropón ‐ Loma Larga
REP T15‐261 Piura Oeste Transformador a punto de sobrecargarse
T83‐261 Piura Oeste Transformador a punto de sobrecargarse
ENO 1TP6031 Chulucanas Transformador a punto de sobrecargarse
28 Ica ‐ Ica Norte ‐ Tacama ‐ Villacuri
ESM L‐6623‐01 P34 de L‐6623 ‐ Tacama Falla de equipo
29 Paragsha 2 ‐ Amarilis ‐ Huánuco
REP L‐1120 Paragsha 2 ‐ Amarilis Línea congestionada
30 Ocoña ‐ San José ‐ Montalvo MCV ATXF‐002 San José Equipo de maniobra
31 Socabaya ‐ Moquegua RDS L‐2025 Socabaya ‐ Moquegua Línea a punto de congestionarse
L‐2026 Socabaya ‐ Moquegua Línea a punto de congestionarse
32 Socabaya ‐ Cerro Verde ‐ Repartición
TRM T2 Socabaya Transformador a punto de sobrecargarse
33 Chimay – Yanango ‐ Pachachaca ‐ Callahuanca
REP L‐2223 Pachachaca ‐ Callahuanca Línea a punto de congestionarse
CHI Chimay 13.8/220 Falla relé
34 Ventanilla ‐ Chavarría ‐ Santa Rosa ‐ Industriales ‐ San Juan ‐ Pomacocha ‐ Campo Armiño
REP
L‐2246 Ventanilla ‐ Chavarría Desprendimiento de conductor
L‐2206 Pomacocha ‐ San Juan Línea a punto de congestionarse
L‐2205 Pomacocha ‐ San Juan Línea a punto de congestionarse
L‐2202 Campo Armiño ‐ Pomacocha Línea a punto de congestionarse
L‐2201 Campo Armiño ‐ Pomacocha Línea a punto de congestionarse
L‐2003 Santa Rosa ‐ Chavarría Línea congestionada
L‐2004 Santa Rosa ‐ Chavarría Línea congestionada
L‐2011 Santa Rosa ‐ San Juan Línea congestionada
L‐2018 San Juan ‐ Industriales Línea congestionada
35 Vizcarra‐Huallanca Nueva‐ La Unión
ELC L‐6067 Huallanca Nueva – La Unión Descargas atmosféricas
36 Pichanaki‐Oxapampa‐Villa Rica‐Puerto Bermúdez
ELC
L‐6084 Villa Rica ‐ Pichanaki Descargas atmosféricas
L‐6080 Oxapampa ‐ Villa Rica Contacto con árbol
L‐6082 Villa Rica ‐ Puerto Bermudez Descargas atmosféricas
37 Marcona‐Jahuay‐Bella Unión SEA L‐6672 Marcona – Bella Unión Bajo nivel de aislamiento
Del cuadro anterior se observa que tanto en líneas de transmisión como transformadores
se presentan causas en común, muchos de ellos principalmente por descargas
atmosféricas y a punto de sobrecargarse, respectivamente.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 13
Líneas de transmisión
Descargas atmosféricas causando una desconexión de larga duración principalmente
a 15 líneas críticas, los cuales fueron considerados críticos 2017.
Líneas a punto de congestionarse con un total de 11, con una cargabilidad
aproximada entre el 98% y 100%. Debido principalmente al crecimiento acelerado de
la demanda el cual debería ser atendido para el mejoramiento del sistema de
transmisión y sub transmisión.
Líneas congestionadas con un total de 7, cuya cargabilidad se encuentra entre el
105% y 125%. Falta de generación local que permitan minimizar las pérdidas y las
congestiones de las líneas.
Falla de equipo ocasionando desconexión en 5 líneas durante el año 2016. Por falta
de mantenimiento y equipos inadecuados que ocasionan dificultades en la operación
y en algunos casos causando accidentes de personal.
Vientos huracanados, contacto con árbol, actos vandálicos, equipo‐material‐
maniobra, desprendimiento de conductor, entre otros que ocasionaron
desconexiones a un total de 21 líneas de transmisión.
Cuadro Nº 6
Causas predominantes en líneas de transmisión
Causas predominantes Líneas de transmisión
afectados
Descargas atmosféricas 15
Línea a punto de congestionarse 11
Línea congestionada 7
Falla de equipo 5
Contacto con árbol 3
Equipo, materiales y accesorios 3
Actos vandálicos 2
Actos vandálicos 2
Vientos huracanados 1
Fallas fugaces por sobrecorriente 1
Contaminación por quema de maleza 1
Deslizamiento de terreno 1
Neblina 1
Arco eléctrico 1
Desprendimiento de conductor 1
Aves 1
Contacto con conductores 1
Desprendimiento de conductor 1
Bajo nivel de aislamiento 1
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 14
Figura Nº 2 Causas predominantes en líneas de transmisión
Transformadores
Transformadores a punto de sobrecargarse con un total de 11, con una cargabilidad
aproximada entre el 98% y 100%. Mayor implementación de generación adicional
que permita un abastecimiento de energía eléctrica local disminuyendo pérdidas y
sobrecargas en las instalaciones de transmisión.
Equipo, material y maniobra, ocasionando interrupciones en 3 transformadores los
cuales fueron considerados críticos para el año 2017. Equipos y materiales
inadecuados que ocasionan dificultades en la operación.
Transformador sobrecargado, descargas atmosféricas, vientos huracanados y falla
relé, ocasionando desconexiones a 8 transformadores.
Falla de equipo, colisión contra instalaciones, entre otros que ocasionaron
desconexiones a un total de 6 transformadores.
Cuadro Nº 7 Causas predominantes en transformadores
Causas predominantes Transformadores
afectados Transf. a punto de sobrecargarse 11
Equipo, materiales y accesorios 3
Transformador sobrecargado 2
Descargas atmosféricas 2
Vientos huracanados 2
Falla relé 2
Falla de equipo 1
Colisión contra las instalaciones 1
Desprendimiento de conductor 1
Falla de pararrayo 1
Colapso de soporte o estructura 1
Equipo de maniobra 1
15
11
7
5
3 32 2
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
0
4
8
12
16
N° Causas
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 15
Figura Nº 3 Causas predominantes en transformadores
5. SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS CON ALTA INCIDENCIA EN TRANSMISIÓN 2017
Los sistemas eléctricos críticos 2017, presentaron gran incidencia de interrupciones en las
instalaciones de transmisión durante el año 2016, afectando la calidad de suministro
eléctrico a los usuarios finales. Estos sistemas fueron determinados mediante los
siguientes criterios:
Interrupciones con origen en las instalaciones de transmisión de las empresas
distribuidoras (SAIFI y SAIDI de transmisión).
SAIFI y SAIDI de transmisión gestionables (Interrupciones con responsabilidad propia
y fenómenos naturales).
SAIFI y SAIDI de interrupciones de transmisión no programadas (fallas y rechazo de
carga).
Excedencia a los límites de SAIFI y SAIDI de transmisión, realizado por consultoría
externa.
5.1 INDICADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO
Para la determinación de los sistemas eléctricos críticos se utilizó información base de los
reportes de interrupciones de las empresas eléctricas de distribución a nivel nacional
(Empresa Privadas y Estatales), estos de acuerdo al procedimiento Nº 074‐2004‐OS/CD
“Supervisión de la Operación de los Sistemas Eléctricos de empresas distribuidoras”,
vigente desde el 13 de abril 2004, el cual es utilizado para supervisar y medir la
performance de la calidad del suministro en los sistemas eléctricos de media tensión.
11
32 2 2 2
1 1 1 1 1 1
0
2
4
6
8
10
12
N° causas
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 16
Estos indicadores miden la performance de la operación de los sistemas eléctricos de
distribución y son de uso internacional:
SAIFI: Frecuencia (cantidad) promedio de interrupciones por usuario.
SAIDI: Duración (horas) promedio de interrupciones por usuario.
Calculados de la siguiente manera:
SAIFI ∑
y SAIDI ∑
Dónde:
ui = Número de usuarios afectados en cada interrupción "i"
ti = Duración de cada interrupción "i" (medido en horas)
n = Número de interrupciones en el periodo
N = Número usuarios del sistema eléctrico al final del periodo
Las tolerancias de SAIFI y SAIDI de transmisión para fallas gestionables (responsabilidad
propia y fenómenos naturales), se establecieron en base a los resultados del estudio
sobre “El diagnóstico y propuestas de solución a la problemática del suministro en los
sistemas de transmisión de las empresas distribuidoras” realizados por consultoría
externa. En este sentido, para efectuar la evaluación y análisis del desempeño en los
sistemas eléctricos de sectores típicos de distribución 2, 3, 4, 5 y 6 para el año 2016 en
adelante, se consideraron las siguientes tolerancias de SAIFI y SAIDI de transmisión para
fallas gestionables (propias y F.N):
Cuadro Nº 8
Tolerancias de SAIFI y SAIDI de transmisión.
5.2 DETERMINACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS 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.
Sector Típico SAIFI SAIDI
2 0.6 0.9
3 0.8 1.2
4 1.4 2
5 2 4
6 2 4
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 17
Cuadro Nº 9
Sistemas Eléctricos Críticos 2017
Nº Empresa Sistema Clientes ST**
SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas
Criticidad de Transmisión 2017
Indicador SAIFI 2016
Indicador SAIDI 2016
Límite SAIFI Transm.
Excede Límite SAIFI Transm.
Límite SAIDI Transm.
Excede Límite SAIDI Transm.
1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) 2974 3 3.0 1.5 0.8 275% 1.2 22%
2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) 3828 4 5.0 1.0 1.4 257% 2 ‐52%
3 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 27689 2 3.6 6.9 0.6 504% 0.9 671%
4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 35406 5 4.2 15.7 2 110% 4 292%
5 Electro Oriente SE2233 (Gera) 9018 4 6.0 0.9 1.4 329% 2 ‐54%
6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 16235 3 4.1 1.3 0.8 413% 1.2 11%
7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 31126 4 7.5 3.2 1.4 435% 2 62%
8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 23679 4 4.4 20.1 1.4 213% 2 906%
9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 35271 2 3.0 0.6 0.6 400% 0.9 ‐32%
10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 23200 4 3.0 1.1 1.4 112% 2 ‐45%
11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 15926 3 9.4 1.9 0.8 1071% 1.2 55%
12 Electro Puno SE0028 (Antauta) 5415 4 22.6 34.2 1.4 1514% 2 1608%
13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) 18142 3 8.3 3.4 0.8 939% 1.2 183%
14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 59680 6 2.3 1.5 2 16% 4 ‐62%
15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 42649 4 3.0 11.7 1.4 111% 2 486%
16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 12887 6 14.8 9.2 2 641% 4 129%
17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 16963 5 21.0 6.7 2 950% 4 69%
18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 5578 6 9.9 2.0 2 397% 4 ‐51%
19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 1246 5 20.8 7.2 2 940% 4 79%
20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 35 3 20.7 7.1 0.8 2489% 1.2 495%
21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 9884 2 9.8 4.3 0.6 1529% 0.9 382%
22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural)
22218 5 9.8 4.4 2 391% 4 10%
23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3552 3 12.9 4.6 0.8 1519% 1.2 281%
24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 18214 2 23.6 7.4 0.6 3841% 0.9 722%
25 Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural)
4982 4 22.1 8.3 1.4 1481% 2 314%
26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 9316 3 15.7 4.9 0.8 1862% 1.2 310%
27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 14278 6 14.1 4.7 2 606% 4 19%
28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 28391 4 5.0 1.6 1.4 256% 2 ‐18%
29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 22769 5 10.4 3.9 2 418% 4 ‐3%
30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 47355 2 11.7 12.9 0.6 1843% 0.9 1335%
31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 15981 5 10.9 25.0 2 447% 4 526%
32 Electrocentro SE0068 (Cangallo‐Llusita) 19421 5 17.4 6.1 2 770% 4 52%
33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo‐Satipo)
15474 4 3.7 1.2 1.4 166% 2 ‐40%
34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 8613 3 12.3 4.5 0.8 1443% 1.2 271%
35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 16831 6 12.5 4.7 2 527% 4 19%
36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 18016 5 5.0 1.8 2 148% 4 ‐55%
37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 11503 3 4.7 1.7 0.8 494% 1.2 38%
38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4386 4 10.1 1.8 1.4 620% 2 ‐9%
39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) 8985 3 22.4 5.6 0.8 2697% 1.2 369%
40 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1)
28585 4 9.9 10.9 1.4 609% 2 446%
41 Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2)
19433 4 7.7 7.0 1.4 450% 2 249%
42 Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3)
20380 4 2.0 5.6 1.4 41% 2 178%
43 Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4)
36036 5 8.7 10.1 2 336% 4 152%
44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) 7376 3 0.9 7.7 0.8 13% 1.2 546%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 18
Nº Empresa Sistema Clientes ST**
SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas
Criticidad de Transmisión 2017
Indicador SAIFI 2016
Indicador SAIDI 2016
Límite SAIFI Transm.
Excede Límite SAIFI Transm.
Límite SAIDI Transm.
Excede Límite SAIDI Transm.
45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 9118 2 2.5 0.4 0.6 324% 0.9 ‐61%
46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3452 3 0.9 7.5 0.8 9% 1.2 527%
47 Electrosur SE0115 (Tarata) 5890 5 2.1 16.4 2 7% 4 311%
48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 4434 3 4.9 1.2 0.8 507% 1.2 2%
49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 50938 2 1.9 0.8 0.6 209% 0.9 ‐7%
50 Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad)
6468 6 3.0 2.5 2 48% 4 ‐38%
51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 20377 6 5.0 1.8 2 150% 4 ‐55%
52 Hidrandina SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz)
51397 3 2.9 0.6 0.8 262% 1.2 ‐49%
53 Hidrandina SE1119 (Casma) 7098 2 7.6 16.1 0.6 1169% 0.9 1687%
54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 5709 4 7.9 16.6 1.4 461% 2 730%
55 Hidrandina SE0128 (Celendín) 13717 5 2.9 1.0 2 45% 4 ‐74%
56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 7128 2 3.9 0.6 0.6 549% 0.9 ‐35%
57 Hidrandina SE0126 (Huari) 14253 5 17.7 10.1 2 785% 4 152%
58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) 5953 2 1.1 6.4 0.6 80% 0.9 608%
59 Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida)
8182 4 3.1 7.2 1.4 122% 2 261%
60 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 14307 2 4.2 6.0 0.6 595% 0.9 569%
61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 8176 6 13.8 13.6 2 589% 4 241%
62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 1197 3 12.4 7.0 0.8 1445% 1.2 487%
63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) 5914 6 3.9 4.0 2 97% 4 1%
64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 12440 4 3.0 1.4 1.4 118% 2 ‐28%
65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 6433 4 12.8 4.4 1.4 814% 2 118%
66 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad)
12065 3 3.0 2.8 0.8 277% 1.2 132%
67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 3170 4 4.8 14.2 1.4 244% 2 612%
68 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 7189 4 5.0 2.4 1.4 257% 2 18%
69 Seal SE0138 (Camaná) 17728 3 4.0 27.5 0.8 398% 1.2 2194%
70 Seal SE0145 (Caravelí) 1129 4 11.0 24.5 1.4 683% 2 1125%
71 Seal SE0141 (Chuquibamba) 6303 5 9.0 29.8 2 351% 4 645%
72 Seal SE0249 (Islay) 19405 3 2.7 6.8 0.8 236% 1.2 468%
73 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 14868 4 3.0 10.3 1.4 114% 2 415%
74 Seal SE0144 (Ocoña) 4236 4 8.9 35.2 1.4 536% 2 1662%
75 Seal SE0252 (Valle de Majes) 6209 4 7.0 21.3 1.4 399% 2 964%
* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones del año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).
** ST: Sector Típico.
Asimismo, de los 75 sistemas eléctricos críticos en transmisión, 73 sistemas pertenecen a
empresas eléctricas distribuidoras del Estado (EEDE) y 2 sistemas pertenecen a empresas
eléctricas distribuidoras Privadas (EEDP).
En el siguiente cuadro se presentan a los sistemas eléctricos críticos 2017 por región,
donde se puede resaltar que para las regiones de Ayacucho, Arequipa y Ancash presentan
el mayor número de sistemas críticos con 8 sistemas cada uno; seguidas de Cusco y La
Libertad con 7 sistemas y Cajamarca y Junín con 6 sistemas eléctricos. Para las regiones de
‐ SAIFI y/o SAIDI que excedieron l as tolerancias > 200% ‐ SAIFI y/o SAIDI que excedieron l as tolerancias < 200%
‐ SAIFI y/o SAIDI que no excedieron las tolerancias
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 19
Amazonas, Apurímac, Huánuco, Loreto, Madre de Dios, Pasco, Puno, San Martín, Tacna y
Tumbes se tienen entre 1 y 5 sistemas críticos.
Cuadro Nº 10
Sistemas eléctricos críticos de transmisión 2017 por región
Región Empresa Sistema Eléctrico Sector típico
SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas.
Indicador SAIFI 2016
Indicador SAIDI 2016
Amazonas Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 5 4.2 15.7
Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 2 3.6 6.9
Ancash
Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 4 7.9 16.6
Hidrandina SE1119 (Casma) 2 7.6 16.1
Hidrandina SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz) 3 2.9 0.6
Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 6 13.8 13.6
Hidrandina SE0126 (Huari) 5 17.7 10.1
Hidrandina SE0121 (Huarmey) 2 1.1 6.4
Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 4 12.8 4.4
Hidrandina SE2124 (Sihuas) 6 3.9 4
Apurímac
Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 4 3 11.7
Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 6 14.8 9.2
Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 6 9.9 2
Arequipa
Seal SE0144 (Ocoña) 4 8.9 35.2
Seal SE0141 (Chuquibamba) 5 9 29.8
Seal SE0138 (Camaná) 3 4 27.5
Seal SE0145 (Caravelí) 4 11 24.5
Seal SE0252 (Valle de Majes) 4 7 21.3
Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 4 3 10.3
Seal SE0249 (Islay) 3 2.7 6.8
Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 4 5 2.4
Ayacucho
Electro Dunas SE0047 (Coracora) 3 3 1.5
Electro Dunas SE4045 (Puquio) 4 5 1
Electrocentro SE0068 (Cangallo Llusita) 5 17.4 6.1
Electrocentro SE0074 (San Francisco) 3 22.4 5.6
Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 6 12.5 4.7
Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 5 10.9 25
Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 3 12.3 4.5
Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 2 11.7 12.9
Cajamarca
Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 4 4.4 20.1
Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad)
6 3 2.5
Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 2 1.9 0.8
Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 6 5 1.8
Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 3 4.9 1.2
Hidrandina SE0128 (Celendín) 5 2.9 1
Cusco
Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 5 21 6.7
Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 3 15.7 4.9
Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 6 14.1 4.7
Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) 5 9.8 4.4
Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 2 9.8 4.3
Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 5 10.4 3.9
Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 4 5 1.6
Huánuco Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 5 5 1.8
Junín Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2) 4 7.7 7
Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) 5 8.7 10.1
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 20
Región Empresa Sistema Eléctrico Sector típico
SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas.
Indicador SAIFI 2016
Indicador SAIDI 2016
Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) 4 9.9 10.9
Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3) 4 2 5.6
Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 3 4.7 1.7
Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo ‐ Satipo) 4 3.7 1.2
La Libertad
Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 4 4.8 14.2
Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad) 3 3 2.8
Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida) 4 3.1 7.2
Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 3 12.4 7
Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 2 4.2 6
Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 4 3 1.4
Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 2 3.9 0.6
Loreto Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 3 9.4 1.9
Madre de Dios
Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural)
4 22.1 8.3
Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 2 23.6 7.4
Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 5 20.8 7.2
Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 3 20.7 7.1
Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3 12.9 4.6
Pasco Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4 10.1 1.8
Puno
Electro Puno SE0028 (Antauta) 4 22.6 34.2
Electro Puno SE0027 (Azángaro) 3 8.3 3.4
Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 6 2.3 1.5
San Martín
Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 3 4.1 1.3
Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 4 7.5 3.2
Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 2 3 0.6
Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 4 3 1.1
Electro Oriente SE2233 (Gera) 4 6 0.9
Tacna Electrosur SE0115 (Tarata) 5 2.1 16.4
Tumbes
Electronoroeste SE1084 (Corrales) 3 0.9 7.7
Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 2 2.5 0.4
Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3 0.9 7.5
* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones del año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 21
5.3 CALIDAD DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO DE LOS SISTEMAS CRÍTICOS 2017
A continuación se presenta la evaluación de la calidad de suministro eléctrico de los
sistemas críticos 2017, que presentaron mayor número y duración de interrupciones de
transmisión durante el año 2016, así como sus alternativas de solución que permitirán
mitigar en gran medida las interrupciones suscitadas dentro de la concesión de cada
empresa (EEDE y EEDP).
5.3.1 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTROCENTRO
La empresa de distribución eléctrica Electrocentro perteneciente al grupo Distriluz, cuenta
con un área de concesión de 6,528.94 km2 con 726 489 clientes al tercer trimestre 2016.
Actualmente cubre el suministro eléctrico a las regiones de Ayacucho, Huancavelica,
Huancayo, Huánuco‐Tingo María, Tarma‐Pasco, Selva Central y Huancayo‐Valle del
Mantaro.
Figura Nº 4
Área de concesión de la empresa Electrocentro
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 catorce sistemas eléctricos críticos, pertenecientes a
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 22
la empresa de Electrocentro, los cuales son: Ayacucho, Ayacucho Rural, Cangallo Llusita,
Chalhuamayo Satipo, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Huánuco Rural 2, Pichanaki, Pozuzo,
San Francisco, Valle Mantaro 1, Valle Mantaro 2, Valle Mantaro 3 y Valle Mantaro 4.
Figura Nº 5
Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electrocentro
* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones durante el año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).
De la figura se observa que durante el año 2016, los sistemas eléctricos de San Francisco y
Cangallo Llusita, presentaron mayor número de interrupciones con un SAIFI en
instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 22.4 y 17.4
veces promedio respectivamente. Así mismo, los sistemas de Ayacucho y Ayacucho Rural,
presentaron mayor duración de interrupciones con un SAIDI en instalaciones de
transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 12.9 y 25 horas promedio
respectivamente. A continuación se presentará la evaluación de la calidad de suministro
eléctrico de los sistemas de Cangallo Llusita, San Francisco, Huanta Rural y Ayacucho.
5.3.1.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO CANGALLO LLUSITA
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 Cangallo Llusita, observándose que en los últimos dos (2) años,
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
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 Electrocentro 2017
Promedio SAIFI: 9.93
Promed
io SA
IDI: 7
.06
Ayacucho
Ayacucho Rural
Cangallo LlusitaSan FranciscoValle Mantaro 3
Valle Mantaro 2
Valle Mantaro 4
Chalhuamayo SatipoHuánuco Rural 2
Pichanaki
Huanta Ciudad
Huanta Rural
Valle Mantaro 1
Pozuzo
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 23
el SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 12% y
aumentando 36% respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 11
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 22.2 9.8 19.8 4.5 17.4 6.1
Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0
Excedencia 1011% 146% 892% 12% 770% 52%
Figura Nº 6
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 770% y 52% de SAIFI y SAIDI
respectivamente, superando la tolerancia establecida de transmisión.
b. Interrupciones por Instalación Causante
El siguiente cuadro muestra las interrupciones por instalaciones causante del sistema
eléctrico de Cangallo Llusita durante el año 2016.
Cuadro Nº 12
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 12.7 42% 16.6 73%
Transmisión 17.4 58% 6.1 27%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 30.1 100% 22.7 100%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 24
Figura Nº 7
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 17 veces promedio y 6 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 las
líneas L‐401 (SE Cobriza – SE Machahuay), L‐405 (SET Mollepata – SE Cangallo) y en la
SET P467 (SET Cangallo).
Cuadro Nº 13
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016*.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Descargas atmosféricas 19421 9.69 4.34
Corte de emergencia 19241 0.26 0.41
Otros ‐ Fenómenos Naturales 19211 0.68 0.36
Ajuste inadecuado 19245 1 0.29
Total 12.0 5.4
*SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016
Figura Nº 8 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 25
La causa de interrupción Descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 9.69 y un SAIDI
de 4.34, con un 81% y 80% 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 Cangallo Llusita en las instalaciones de transmisión
y con naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 9 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas
atmosféricas, corte de emergencia, otros fenómenos naturales y ajuste inadecuado
de protecciones produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay), L‐405
(Mollepata‐Cangallo) y P467 (SET Cangallo).
‐ Causa por corte de emergencia: P467 (SET Cangallo).
‐ Causa por otros fenómenos naturales: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay).
‐ Causa por ajuste inadecuado: P467 (SET Cangallo).
5.3.1.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO SAN FRANCISCO
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).
CAMPOARMIÑO
L−2227
MOLLEPATA
SET AYACUCHO
10 kV
69 kV
220 kV
L−6064 (L404)
69/22.9/10 kV15/4/15 MVA
66 kVB4001
ACSR - 240 mm²4.50 km
4-TP-202YNyn0d5
P413
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
77
MC
M - 2
40
mm
²5
5 k
m
L−6
602 (L
482)
P444
07850171
0786
0789
017
20790
0788
T
0794
0175
0793
0795T
NA
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
B4006
L−6
065 (L405
)A
AA
C -
120 m
m²
63
.11 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
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
A4013
San P
edro
de
Cor
is
SET SANFRANCISCO
66 kV
4 MVA
AA
AC
- 9
5 m
m²
85
km
SET COBRIZA II
10 kV
4.16 kV
P482
69/10/4.16 kV26/13.3/13.3 MVA
San Pedro de Coris (Tantar)
SS.A
A.
A4017
Des
act
ivado
B4004
P412
69/10 kV3 MVA
4-TP-204Ynd5
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
L−6
079 (L420)
4-TP-252Ynyn0d
P4116 10 kV
I400193
I400143
I400142
69/66 kV
Desconexión de la línea L401 por descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales.
Desconexión de la línea L405 por descargas atmosféricas.
Desconexión de la SET Cangallo (P467) por descargas atmosféricas,
corte de emergencia y ajuste inadecuado de protecciones.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 26
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 San Francisco, observándose que en los últimos dos (2) años, el
SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 41% y
disminuyendo 88% respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 14
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 24.3 4.9 15.9 48.7 22.4 5.6
Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
Excedencia 2939% 307% 1885% 3962% 2697% 369%
Figura Nº 10
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 2697% y 369% de SAIFI y SAIDI
respectivamente, superando la tolerancia establecida de transmisión.
b. Interrupciones por Instalación Causante
El siguiente cuadro muestra las interrupciones por instalaciones causante del sistema
eléctrico de San Francisco durante el año 2016.
Cuadro Nº 15
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 8.8 28% 14.6 72%
Transmisión 22.4 72% 5.6 28%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 31.2 100% 20.2 100%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 27
Figura Nº 11
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 22 veces promedio y 5 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 las
líneas L‐401 (SE Cobriza – SE Machahuay) y L‐420 (SE Mollepata – SE San Francisco).
Cuadro Nº 16
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Descargas atmosféricas 8985 15.45 3.42
Corte de emergencia 8985 0.70 0.61
Otros ‐ Fenómenos Naturales 8654 0.66 0.27
Total 16.8 4.3
*SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016
Figura Nº 12 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 28
La causa de interrupción Descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 15.45 y un
SAIDI de 3.42, con un 92% y 80% 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 San Francisco en las instalaciones de transmisión y
con naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 13 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas
atmosféricas, corte de emergencia y otros fenómenos naturales, produjeron
desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay) y L‐420
(Mollepata‐San Francisco).
‐ Causa por corte de emergencia: P4116 (SET San Francisco).
‐ Causa por otros fenómenos naturales: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay)
CAMPOARMIÑO
L−2227
MOLLEPATA
SET AYACUCHO
10 kV
69 kV
220 kV
L−6064 (L404)
69/22.9/10 kV15/4/15 MVA
66 kVB4001
ACSR - 240 mm²4.50 km
4-TP-202YNyn0d5
P413
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
207
90
0788T
0794
017
50793
0795T
NA
SET CANGALLO
69 kV 4-TR-201Reg. Tensión
14.4±10% kVMonf.
3x144kVA
4-AT-202Ynyn0
66/22.9kV3MVA
P467
B4006
L−6
065 (L405)
AA
AC
- 1
20
mm
²6
3.1
1 k
m
SET HUANTA
69 kV
SET MACHAHUAY
69 kVB4114
P411
66/22.9 kV3 MVA
4-TP-212Dyn5
0.3
km
SET SANFRANCISCO
CH. SANFRANCISCO
66 kV
22.9 kV
0.44 kV
4 MVA
AA
AC
- 9
5 m
m²
85
km
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
San Pedro de Coris (Tantar)
B4004
P412
69/10 kV3 MVA
4-TP-204Ynd5
SE COBRIZA I69 kV230/69/10 kV
50/50/16.7 MVA
P481
L−6066A PAMPAS
0.6
5 k
m
69 kV
25 MVAL−6
079 (L420)
4-TP-252Ynyn0d
P4116 10 kV
A402
7Camona
chari−N
ativida
d
A4030
Santa
Rosa
−Palm
apa
mpa
SS.A
A
22.9 kV B4116
A4018
Sivia
Hatu
m R
umi
SS.AA
69/66 kV
A4016
San
Fra
ncisco
Kim
biri
Desconexión de la línea L401 por descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales.
Desconexión de la línea L420 por descargas atmosféricas.
Desconexión de la SET San Francisco (P4116) por corte de
emergencia.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 29
5.3.1.3 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO HUANTA RURAL
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 Huanta Rural, observándose que en los últimos dos (2) años, el
SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 331% y 116%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 17
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 4.0 1.4 2.9 2.2 12.5 4.7
Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0
Excedencia 102% ‐66% 45% ‐45% 527% 19%
Figura Nº 14
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 527% y 19% de SAIFI y SAIDI,
superando la tolerancia establecida de 2 (SAIFI de transmisión) y 4 (SAIDI de
transmisión).
b. Interrupciones por Instalación Causante
El siguiente cuadro muestra las interrupciones por instalaciones causante del sistema
eléctrico de Huanta Rural durante el año 2016.
Cuadro Nº 18
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 4.7 27% 4.0 46%
Transmisión 12.5 73% 4.7 54%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 30
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 17.2 100% 8.8 100%
Figura Nº 15
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 12 veces promedio y 4 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 19
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Descargas atmosféricas 16831 7.22 3.52
Otros ‐ Fenómenos Naturales 16332 0.63 0.33
Ajuste inadecuado 16399 0.35 0.15
Total 8.2 4.0
*SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016
Figura Nº 16 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 31
La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 7.22 y un SAIDI
de 3.52, con un 88% y 88% 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 Huanta Rural en las instalaciones de transmisión y
de naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 17 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas
atmosféricas, otros fenómenos naturales y ajuste inadecuado de protecciones,
produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay).
‐ Causa por otros fenómenos naturales: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay)
‐ Causa por ajuste inadecuado: P412 (SET Huanta).
5.3.1.4 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO
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).
CAMPOARMIÑO
L−2227
MOLLEPATA
SET AYACUCHO
10 kV
69 kV
220 kV
L−6064 (L404)
69/22.9/10 kV15/4/15 MVA
66 kVB4001
ACSR - 240 mm²4.50 km
4-TP-202YNyn0d5
P413
66 kVP468
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
77
MC
M - 2
40 m
m²
55 k
m
L−6
602
(L482)
P444
07850171
0786
0789
017
20790
0788T
0794
017
50793
0795T
NA
SET CANGALLO
69 kV 4-TR-201Reg. Tensión
14.4±10% kVMonf.
3x144kVA
4-AT-202Ynyn0
66/22.9kV3MVA
P467
B4006
L−6
065 (L405)
AA
AC
- 1
20 m
m²
63.1
1 k
m
SET HUANTA
69 kV
10 kV
SS.A
A.
A4009
Cua
rtel Castroca
nch
a ( 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
mang
uilla)
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
A4013
San P
edro
de
Cor
is
SET SANFRANCISCO
66 kV
4 MVA
AA
AC
- 9
5 m
m²
85
km
SET COBRIZA II
10 kV
4.16 kV
P482
69/10/4.16 kV26/13.3/13.3 MVA
Unida
d de Producció
n Cobriza
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
L−6
079 (L420
)
4-TP-252Ynyn0d
P4116 10 kV
69/66 kV
G−1500 kW
C.T. HUANTASKODA
10/2.4 kV0.5 MW
2.4 kV
Desconexión de la SET Huanta (P412) por ajuste inadecuado
de protecciones.
Desconexión de la línea L401 por descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 32
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 Ayacucho, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI
y SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 18% y aumentando
en 302% respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 20
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 3.9 0.8 14.2 3.2 11.7 12.9
Límite 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
Excedencia 554% ‐9% 2265% 257% 1843% 1335%
Figura Nº 18
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 1843% y 1335% 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 Ayacucho durante el año 2016.
Cuadro Nº 21
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 2.9 20% 2.0 14%
Transmisión 11.7 80% 12.9 86%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 14.5 100% 14.9 100%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 33
Figura Nº 19
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.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 8.0 25% 5.6 43%
Transmisión 23.6 75% 7.4 57%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 31.7 100% 13.0 100%
Figura Nº 28
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 42
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 23 veces promedio y 7 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
las líneas L‐1014 (SE San Gabán II – SE Mazuko) y 1015 (SE Mazuko ‐ SE Puerto
Maldonado).
Cuadro Nº 25
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Descargas atmosféricas 18214 18.76 5.45
Falla equipo 19688 1.99 1.05
Fuertes vientos 17150 2 0.67
Contacto de red con árbol 18593 1.00 0.22
Total 23.6 7.4
Figura Nº 29 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 18.76 y un
SAIDI de 5.45, con un 79% y 74% 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 Puerto Maldonado en las instalaciones de
transmisión y de naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos
naturales).
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 43
Figura Nº 30 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas
atmosféricas, falla equipo, fuertes vientos y contacto de red con árbol, produjeron
desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea 1014 (San Gabán II ‐ Mazuko) y 1015
(Mazuko – Puerto Maldonado).
‐ Causa por falla de equipo: Línea 1014 (San Gabán II ‐ Mazuko) y 1015 (Mazuko
– Puerto Maldonado).
‐ Causa por fuertes vientos: Línea 1015 (Mazuko – Puerto Maldonado).
‐ Causa por contacto de red con árbol: Línea 1015 (Mazuko – Puerto
Maldonado).
5.3.2.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO IBERIA
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 Iberia, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y
22.9 kV
SS.A
A.
MZ01
PSE M
azuko
Circuito N
º 02
Carg
as M
ineras H
uepetuhe
Futuro
Futuro
3 MVAR
13.8 kV
138 kV
138 kV
SE SANGABAN II
SEMAZUCO
138/22.9 kV10 MVA
AAAC - 211 mm²69.16 km
G154 MW
138 kV
SE PUERTOMALDONADO
138/22.9/10 kV35/12/25 MVA
AAAC - 185 mm²152.85 km
N2XSY 6-1x240 mm²
INT01
22.9 kV
SS.A
A.
10 kV
PM−02Ciudad de Pto. Maldonado
PM−03Ciudad de Pto. Maldonado
PM06
Laberinto
10 MVAR
L−1015
1.5 MW 1.25 MW 2.7 MW 1.6 MW 1.1 MW 1.0 MW 0.5 MW 0.5 MW 0.5 MW
CT PUERTOMALDONADO
10 kV
10 kV
10 kV
PM05
PM04
22.9 kV
PM04
PM05
PM07
Pla
nchon
Cachuela
2.6 MVA
2 MVA
6 km
CH SANGABAN II
L−1010
L−1013
A AZANGARO
A SAN RAFAEL
159.3 km
76.48 km
L−1014
13.8 kV
G254 MW
A9501
SAN GABAN
13.8 kV 22.9 kV 2.5 MVA
13.8/138 kV 62.5 MVA
13.8/138 kV 62.5 MVA
2.5 MVA
Central Térmica−Futura Reserva Fria
PM−01Ciudad de Pto. Maldonado
RESERVA FRIA20 MW
CT PUERTOMALDONADO
0.48 kV
Desconexión de la línea L1014 por descargas
atmosféricas y falla equipo.
Desconexión de la línea L1015 por descargas
atmosféricas, falla equipo, fuertes vientos y contacto
red con árbol.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 44
SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 4% y 4%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 26
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 12.0 3.7 20.0 6.9 20.8 7.2
Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0
Excedencia 502% ‐8% 900% 73% 940% 79%
Figura Nº 31
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 940% y 79% 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 Iberia durante el año 2016.
Cuadro Nº 27
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 70.2 77% 36.7 84%
Transmisión 20.8 23% 7.2 16%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 91.0 100% 43.9 100%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 45
Figura Nº 32
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 20 veces promedio y 7 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
las líneas L‐1014 (SE San Gabán II – SE Mazuko) y 1015 (SE Mazuko ‐ SE Puerto
Maldonado).
Cuadro Nº 28
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Descargas atmosféricas 1246 17.81 5.94
Falla equipo 1295 1.99 0.92
Fuertes vientos 1161 1 0.31
Total 20.8 7.2
Figura Nº 33 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 46
La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 17.81 y un
SAIDI de 5.94, con un 86% y 83% 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 Iberia en las instalaciones de transmisión y de
naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 34 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas
atmosféricas, falla equipo y fuertes vientos, produjeron desconexión de las siguientes
instalaciones:
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea 1014 (San Gabán II ‐ Mazuko) y 1015
(Mazuko – Puerto Maldonado).
‐ Causa por falla de equipo: Línea 1014 (San Gabán II ‐ Mazuko) y 1015 (Mazuko
– Puerto Maldonado).
‐ Causa por fuertes vientos: Línea 1015 (Mazuko – Puerto Maldonado).
22.9 kV
SS.A
A.
MZ01
PSE M
azuko
Circuito N
º 02Carg
as M
ineras H
uepetuhe
Futuro
Futuro
3 MVAR
13.8 kV
138 kV
138 kV
SE SANGABAN II
SEMAZUCO
138/22.9 kV10 MVA
AAAC - 211 mm²69.16 km
G154 MW
138 kV
SE PUERTOMALDONADO138/22.9/10 kV35/12/25 MVA
AAAC - 185 mm²152.85 km
N2XSY 6-1x240 mm²
INT01
22.9 kV
SS.A
A.
10 kV
PM−02Ciudad de Pto. Maldonado
PM−03Ciudad de Pto. Maldonado
PM06
Laberin
to
10 MVAR
L−1015
PM07
Pla
nchon
CH SANGABAN II L−1010
L−1013
A AZANGARO
A SAN RAFAEL
159.3 km
76.48 km
L−1014
13.8 kV
G254 MW
A9501
SAN GABAN
13.8 kV 22.9 kV 2.5 MVA
13.8/138 kV 62.5 MVA
13.8/138 kV 62.5 MVA
2.5 MVA
Central Térmica−Futura Reserva Fria
PM−01Ciudad de Pto. Maldonado
RESERVA FRIA20 MW
CT PUERTOMALDONADO
0.48 kV
CAT 6
500 kW
CT IBERIA
2.4 kV 22.9 kV
500 kVAYNd5
CUM 9
800 kW
CAT 3
200 kW
22.9 kV
1 MVAYNd5
4.16 kV
Línea interconexión − 22.9 kV
CTIÑAPARI
IN01iñapari
IB01Iberia
IB03San Pedro
Cummins
540 kW
800 kVAYNd5
0.44 kV
IB02Iñapari
Desconexión de la línea L1014 por descargas
atmosféricas y falla equipo.
Desconexión de la línea L1015 por descargas
atmosféricas, falla equipo, fuertes vientos y contacto
red con árbol.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 47
5.3.2.3 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO MAZUKO
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 Mazuko, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y
SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 16% y aumentando en
5% respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 29
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 12.2 31.8 15.4 4.3 12.9 4.6
Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
Excedencia 1425% 2550% 1827% 261% 1519% 281%
Figura Nº 35
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 1519% y 281% 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 Mazuko durante el año 2016.
Cuadro Nº 30
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 21.8 63% 53.9 92%
Transmisión 12.9 37% 4.6 8%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 48
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Total 34.7 100% 58.4 100%
Figura Nº 36
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 12 veces promedio y 4 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
las líneas L‐1014 (SE San Gabán II – SE Mazuko) y 1015 (SE Mazuko ‐ SE Puerto
Maldonado).
Cuadro Nº 31 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Descargas atmosféricas 3552 10.95 3.55
Falla equipo 3706 2.00 1.02
Total 12.9 4.6
Figura Nº 37 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 49
La causa de interrupción descargos atmosféricas presentó un SAIFI de 10.95 y un
SAIDI de 3.55, con un 85% y 78% 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 Mazuko en las instalaciones de transmisión y de
naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 38 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas
atmosféricas y falla equipo, produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea 1014 (San Gabán II ‐ Mazuko) y 1015
(Mazuko – Puerto Maldonado).
‐ Causa por falla de equipo: Línea 1014 (San Gabán II ‐ Mazuko).
5.3.2.4 PROBLEMÁTICA DE INTERRUPCIONES
A continuación se presentan las interrupciones por componentes en los sistemas
eléctricos de Puerto Maldonado, Iberia y Mazuko suscitados durante el año 2016 en las
instalaciones de transmisión de la concesionaria de Electro Sur Este para fallas
gestionables (propias y fenómenos naturales). Así como, aquellas interrupciones
suscitadas en las instalaciones de transmisión obtenidas de los sistemas de transmisión
22.9 kV
SS.A
A.
MZ01
PSE M
azuko
Circuito N
º 02
Carg
as M
inera
s Huepetuhe
Futuro
Futuro
3 MVAR
13.8 kV
138 kV
138 kV
SE SANGABAN II
SEMAZUCO
138/22.9 kV10 MVA
AAAC - 211 mm²69.16 km
G154 MW
138 kV
SE PUERTOMALDONADO138/22.9/10 kV35/12/25 MVA
AAAC - 185 mm²152.85 km
N2XSY 6-1x240 mm²
INT01
22.9 kV
SS.A
A.
10 kV
PM−02Ciudad de Pto. Maldonado
PM−03Ciudad de Pto. Maldonado
PM06
Laberinto
10 MVAR
L−1015
1.5 MW 1.25 MW 2.7 MW 1.6 MW 1.1 MW 1.0 MW 0.5 MW 0.5 MW 0.5 MW
CT PUERTOMALDONADO
10 kV
10 kV
10 kV
PM05
PM01
22.9 kV
PM01
PM02
PM03
PM04
PM05
PM07
Pla
nchon
Cachuela
2.6 MVA
2 MVA
6 km
CH SANGABAN II
L−1010
L−1013
A AZANGARO
A SAN RAFAEL
159.3 km
76.48 km
L−1014
13.8 kV
G254 MW
A9501
SAN GABAN
13.8 kV 22.9 kV 2.5 MVA
13.8/138 kV 62.5 MVA
13.8/138 kV 62.5 MVA
2.5 MVA
Central Térmica−Futura Reserva Fria
PM−01Ciudad de Pto. Maldonado
RESERVA FRIA20 MW
CT PUERTOMALDONADO
0.48 kV
Desconexión de la línea L1014 por descargas
atmosféricas y falla equipo.
Desconexión de la línea L1015 por descargas
atmosféricas.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 50
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
Puerto Maldonado, Iberia y Mazuko durante el año 2016, fueron los siguientes:
Interrupciones eléctricas con fallas gestionables (Electro Sur Este)
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, falla equipo, fuertes vientos y contacto de
red con árbol en las instalaciones eléctricas de Puerto Maldonado.
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, falla equipo y fuertes vientos en las
instalaciones eléctricas de Iberia.
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas y falla equipo en las instalaciones
eléctricas de Mazuko.
Otras interrupciones eléctricas determinados en sistemas de transmisión críticos 2017
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.
Figura Nº 39 Interrupción por componente a nivel de transmisión
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 51
5.3.2.5 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
A continuación se presentan las alternativas de solución para los sistemas eléctricos
críticos de Puerto Maldonado, Iberia y Mazuko.
Alternativas a corto plazo
‐ Instalación de pararrayos, cambio y limpieza de aisladores, limpieza de faja de
servidumbre y corte árboles en las líneas L‐1014 (San Gabán‐Mazuko) y L‐1015
(Mazuko‐Puerto Maldonado), propuestas por ELSE, en el plan de mejora 2017.
‐ Mantenimiento electromecánico en las SET’s San Gabán, Mazuko y Puerto
Maldonado.
Figura Nº 40
Alternativas de solución a corto plazo
Alternativas a mediano y largo plazo
‐ Línea de Transmisión Puerto Maldonado ‐ Iberia en 138 kV de 165 km,
implementación con conductor de 240 mm2 tipo ACAR aprobado en el PIT 2017‐
2021, previsto para el año 2020.
‐ Implementación de 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 aprobado en
el PIT 2017‐2021, previsto para el año 2020.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 52
Figura Nº 41
Alternativas de solución a mediano y largo plazo
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 53
5.3.3 EMPRESA ELÉCTRICA DE HIDRANDINA
La empresa de distribución eléctrica Hidrandina perteneciente al grupo Distriluz, cuenta
con 820 213 clientes al tercer trimestre 2016. Actualmente cubre el suministro eléctrico a
las regiones de La Libertad Norte, Chimbote, Huaraz, Trujillo y Cajamarca.
Figura Nº 42
Área de concesión de la empresa Hidrandina
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 veinte sistemas eléctricos críticos, pertenecientes a
la empresa de Hidrandina, los cuales son: Cajabamba, Cajamarca, Cajamarca Baja
Densidad, Cajamarca Rural, Caraz‐Carhuaz‐Huaraz, Casma, Casma Rural, Celendín,
Huamachuco, Huari, Huarmey, Otuzco‐Motil‐La Florida, Paiján‐Malabrigo, Pomabamba,
Quiruvilca, Sihuas, Tayabamba, Ticapampa, Trujillo Baja Densidad y Trujillo Rural.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 54
Figura Nº 43
Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Hidrandina
* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones durante el año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).
De la figura se observa durante el año 2016, los sistemas eléctricos de Pomabamba, Huari,
Ticapampa y Quiruvilca, presentaron mayor número de interrupciones con un SAIFI en
instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 13.8, 17.7,
12.8 y 12.4 veces promedio respectivamente. Así mismo, los sistemas de Casma Rural,
Casma, Trujillo Rural y Pomabamba, presentaron mayor duración de interrupciones con
un SAIDI en instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de
16.6, 16.1, 14.2 y 13.6 horas promedio respectivamente. A continuación se presentará la
evaluación de la calidad de suministro eléctrico de los sistemas de Pomabamba y Huari.
5.3.3.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO POMABAMBA
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 Pomabamba, observándose que en los últimos dos (2) años, el
SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 38% y
aumentando en 1% respectivamente desde el año 2015 al 2016.
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
18.0
0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0
SAIDI
SAIFI
SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Hidrandina 2017
Promedio SAIFI: 5.99
Promedio SA
IDI: 5
.92
Huari
PomabambaTrujillo Rural
Casma Rural
Casma
Huarmey
Otuzco‐Motil‐Florida
Paiján‐Malabrigo
Sihuas
Cajamarca RuralCaj. Baja Densidad
Truj. Baja Densidad
Cajamarca Cajabamba
Quiruvilca
Ticapampa
HuamachucoCelendín
Caraz‐C‐H.
Tayabamba
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 55
Cuadro Nº 32
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 10.2 1.8 22.4 13.5 13.8 13.6
Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0
Excedencia 411% ‐55% 1018% 238% 589% 241%
Figura Nº 44
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 589% y 241% 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 Pomabamba durante el año 2016.
Cuadro Nº 33
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 8.5 38% 8.3 38%
Transmisión 13.8 62% 13.6 62%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 22.3 100% 21.9 100%
Figura Nº 45
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 56
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 13 veces promedio y 13 horas promedio de interrupciones,
durante el año 2016.
c. Causa de interrupciones
Una de las principales causas de la frecuencia de interrupciones (SAIFI) y la duración
de interrupciones (SAIDI) fue por descargas atmosféricas, lo que ocasionaron fallas
en las líneas L‐1132 (SE Kiman Ayllu ‐ SE Sihuas), L‐6689 (SE Sihuas – SE Pomabamba)
y P389 (SET Pomabamba).
Cuadro Nº 34
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Caída conductor red 8152 0.73 3.38
Descargas atmosféricas 8176 6.60 3.27
Corte de emergencia 8150 1 2.68
Otros ‐ Fenómenos Naturales 8168 0.90 1.87
Contacto entre conductores 8168 2.20 1.27
Total 11 12.5
*SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016
Figura Nº 46 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 6.6 y un SAIDI
de 3.27, con un 59% y 26% 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 Pomabamba en las instalaciones de transmisión y
de naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 57
Figura Nº 47 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por caída
conductor de red, descargas atmosféricas, corte de emergencia, otros ‐ fenómenos
naturales y contacto entre conductores, produjeron desconexión de las siguientes
instalaciones:
‐ Causa por caída conductor de red: P389 (SE Pomabamba).
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea 350 (Sihuas‐Pomabamba), L365
(Kiman‐Sihuas) y P389 (SE Pomabamba).
‐ Causa por corte de emergencia: P389 (SE Pomabamba).
‐ Causa por otros‐fenómenos naturales: SET N300136.
‐ Causa por contacto entre conductores: Línea L350 (Sihuas‐Pomabamba) y P389
(SE Pomabamba).
5.3.3.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO HUARI
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 Huari, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y
22.9 kV
138 kV
46.8
1 k
mA
AA
C -
3x2
40 m
m²
10 kV
IN−A032
SS.A
A.
0.44 kV
10 kV
60 kV
1.25 MVA
CH. POMABAMBA1.75 MVA
22.9 kV
POM371 (A3116)
YNd5
IN−6010
665 kVA
665 kVA
920 kVAPomabamba
Chuyas
SIH
602 (A
3350)
Quiches−J
ocosSIH
601 (A
3349)Sihua
s
60 kV
22.9 kV
AAAC - 3x120 mm²35.15 km
L−6689PMB001 (A3353)
PMB002 (A3355)ParobambaR
PMB003 (A3354)
PiscobambaR
IN−6044
SS.AA.0.44 kV
400 kVA
460 kVA
2x500 kVA
JAM001 (A3358)
PSE Chacas−
CH. JAMBOM
1500 kVA
22.9 kV
HRI2
02 (A
3361)
Mirg
as
HRI2
03 (A
3362)
Cha
vin, S
an M
arcos
HRI2
01
HRI2
04 (A
3363)
Rahua
pampa
, Lla
mellin
HRI2
05
Minera
Contong
a
22.9 kV
IN−6046
13.8 kV
HRI101 (A3359)Huari
60 kV
AAAC - 3X120 mm²74.18 km
SE TAYABAMBA
SE SIHUAS8/5/4 MVA (ONAN)10/6/5 MVA (ONAF)
TP-A045Dynyn5
138/60/23±10X1% kV
(SESIHUAS)
Dyn11
SB−A013
SL−6034
SB−A015
Yanama
San Luis II Etapa
SE HUARI7/7/2 MVA (ONAN)9/9/3 MVA (ONAF)
TP-6029YNyn0d5
57±13X1%/22.9/13.8 kV
(SEHUARI)
L−6693
ba bb
220 kV
SE KIMAN AYLLU15/5/5 MVA (ONAN)18/18/6 MVA (ONAF)
TP-6031YNyn6-YNd5
60±16X1.1%/10/7.2 kV
(SEKIMANAYLLU)
66 kV10 kV
10 kV
INT−505
INT−504
IN−6009
SE POMABAMBA5 MVA (ONAN)6 MVA (ONAF)
TP-6023Dyn5
60/23±10X1% kV
(SEPOMABAMBA)
IN−6045
SLP−504
SLP−505
SL−6050
SL−6047
SL−6049
SL−6033
Sicsiba
mba
− Caja
s
AUT−501100/100/30 MVA
Desconexión de la línea L350 por descargas atmosféricas y contacto entre conductores.
Desconexión de la SET P389 por caída conductor de red,
descargas atmosféricas, corte de emergencia y contacto entre
conductores.
Desconexión de la línea L365 por descargas atmosféricas. Desconexión de la SET
N300136 por otros fenómenos naturales.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 58
SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 39% y 49%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 35
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 19.2 7.4 29.2 19.9 17.7 10.1
Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0
Excedencia 862% 86% 1362% 398% 785% 152%
Figura Nº 48
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 785% y 152% 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 Huari durante el año 2016.
Cuadro Nº 36
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 8.3 32% 24.9 71%
Transmisión 17.7 68% 10.1 29%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 26.0 100% 35.0 100%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 59
Figura Nº 49
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 17 veces promedio y 10 horas promedio de interrupciones,
durante el año 2016.
c. Causa de interrupciones
Una de las principales causas de la frecuencia de interrupciones (SAIFI) y la duración
de interrupciones (SAIDI) fue por descargas atmosféricas, lo que ocasionaron fallas
en las líneas L‐6693 (SE Pomabamba ‐ SE Huari) y L‐6689 (SE Sihuas – SE
Pomabamba).
Cuadro Nº 37
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Descargas atmosféricas 14253 8.30 4.44
Otros ‐ Fenómenos Naturales 14241 1 1.42
Contacto entre conductores 14241 1.80 1.04
Total 10.7 6.9
*SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016
Figura Nº 50 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 60
La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 8.3 y un SAIDI
de 4.44, con un 77% y 64% 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 Huari en las instalaciones de transmisión y de
naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 51 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas
atmosféricas, otros fenómenos naturales y contacto entre conductores, produjeron
desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por caída descargas atmosféricas: Línea L350 (Sihuas‐Pomabamba), L362
(Pomabamba‐Huari) y L365 (Kiman‐Sihuas).
‐ Causa por otros fenómenos naturales: SET N300136.
‐ Causa por contacto entre conductores: Línea L350 (Sihuas‐Pomabamba) y L362
(Pomabamba‐Huari).
SIH
602 (A
3350)
Quiches−J
ocosSIH
601 (A
3349)Sihua
s
60 kV
22.9 kV
AAAC - 3x120 mm²35.15 km
L−6689PMB001 (A3353)
PMB002 (A3355)ParobambaR
PMB003 (A3354)
PiscobambaR
IN−6044
SS.AA.
53.59 km
L−1133AAAC - 3x120 mm²
0.44 kV
400 kVA
460 kVA
2x500 kVA
13.8 kV
JAM001 (A3358)
PSE Chacas−
CH. JAMBOM
1500 kVA
22.9 kV
Dyn5
YNd5
R
HRI2
02 (A
3361)
Mirg
as
HRI2
03 (A
3362)
Cha
vin, S
an M
arcos
HRI2
01
HRI2
04 (A
3363)
Rahua
pampa
, Lla
mellin
HRI2
05
Minera
Con
tonga
22.9 kV
IN−6046
13.8 kV
HRI101 (A3359)Huari
60 kV
AAAC - 3X120 mm²74.18 km
SE TAYABAMBA
SE SIHUAS8/5/4 MVA (ONAN)10/6/5 MVA (ONAF)
TP-A045Dynyn5
138/60/23±10X1% kV
(SESIHUAS)
Dyn11
SB−A013
SL−6034
SB−A015
Yanama
San Luis II Etapa
SE HUARI7/7/2 MVA (ONAN)9/9/3 MVA (ONAF)
TP-6029YNyn0d5
57±13X1%/22.9/13.8 kV
(SEHUARI)
L−6693
ba bb
220 kV
SE KIMAN AYLLU15/5/5 MVA (ONAN)18/18/6 MVA (ONAF)
TP-6031YNyn6-YNd5
60±16X1.1%/10/7.2 kV
(SEKIMANAYLLU)
66 kV10 kV
10 kV
INT−505
INT−504
IN−6009
SE POMABAMBA5 MVA (ONAN)6 MVA (ONAF)
TP-6023Dyn5
60/23±10X1% kV
(SEPOMABAMBA)
IN−6045
SLP−504
SLP−505
SL−6050
SL−6047
SL−6049
SL−6033
Sicsiba
mba
− Caja
sAUT−501
100/100/30 MVA
22.9 kV
138 kV
L−113
2
46
.81 k
mA
AA
C -
3x2
40 m
m²
10 kV
IN−A032
SS.A
A.
0.44 kV
10 kV
60 kV
1.25 MVA
CH. POMABAMBA1.75 MVA
22.9 kV
POM371 (A3116)
YNd5
IN−6010
665 kVA
665 kVA
920 kVAPomabamba
Chuyas
13.8 kV
22.9 kV
0.38 kV
CH. HUARI (MARIA JIRAY)
3 MVA
0.63 MVA2.3 kV
0.5 MVA
R
R
R
1.81 MVA
1.9 MVA
545 kW
500 kW
MAR353 (A3348)Chavin−San Marcos
MAR352 (A3114)Rahuapampa Llamellin
MAR354 (A3351)Mirgas
MAR351 (A3115)Huari−Cajay
Desconexión de la línea L350 por descargas atmosféricas y contacto entre conductores.
Desconexión de la SET N300136 por otros
fenómenos naturales.
Desconexión de la línea L365 por descargas atmosféricas.
Desconexión de la línea L362 por contacto entre
conductores.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 61
5.3.3.3 PROBLEMÁTICA DE INTERRUPCIONES
A continuación se presentan las interrupciones por componentes en los sistemas
eléctricos de Pomabamba y Huari suscitados durante el año 2016 en las instalaciones de
transmisión de la concesionaria de Hidrandina 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
Pomabamba y Huari durante el año 2016, fueron los siguientes:
Interrupciones eléctricas con fallas gestionables (Hidrandina)
‐ Interrupciones por caída conductor de red, descargas atmosféricas, corte de
emergencia, otros ‐ fenómenos naturales y contacto entre conductores en las
instalaciones eléctricas de Pomabamba.
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, otros fenómenos naturales y contacto
entre conductores en las instalaciones eléctricas de Huari.EE
Otras interrupciones eléctricas determinados en sistemas de transmisión críticos 2017
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.
Figura Nº 52
Interrupción por componente a nivel de transmisión
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 62
5.3.3.4 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
A continuación se presentan las alternativas de solución para los sistemas eléctricos
críticos de Pomabamba y Huari.
Alternativas a corto plazo
‐ Desmonte de torre metálica inoperativa en estructura E29 de la línea de transmisión
L‐6689 Sihuas – Pomabamba, propuestas por Hidrandina en el Plan de Mejora 2017
reportado en el Portal DSE de Osinergmin.
‐ 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), propuestas por Hidrandina en el Plan de Mejora 2017
reportado en el Portal DSE de Osinergmin.
Figura Nº 53
Alternativas de solución a corto plazo
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 63
Alternativas 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.
Figura Nº 54
Alternativas de solución a largo plazo
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 64
5.3.4 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO PUNO
La empresa de distribución eléctrica Electro Puno, cuenta zonas de concesión en la región
de Puno con 10 sistemas eléctricos quienes actualmente viene reportando información de
interrupciones de acuerdo a lo establecido en el procedimiento N° 074. Al tercer trimestre
de 2016, cuenta con 273 363 clientes regulados.
Figura Nº 55
Área de concesión de la empresa Electro Puno
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 tres sistemas eléctricos críticos, pertenecientes a la
empresa de Electro Puno, los cuales son: Antauta, Azángaro e Ilave‐Pomata.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 65
Figura Nº 56
Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electro Puno
* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones durante el año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).
De la figura se observa que durante el año 2016, el sistema eléctrico de Antauta presentó
mayor número y duración de interrupciones (SAIFI y SAIDI) en instalaciones de
transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 22.6 y 34.2 respectivamente. A
continuación se presentará la evaluación de la calidad de suministro eléctrico de los
sistemas de Antauta, Azángaro e Ilave‐Pomata.
5.3.4.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO ANTAUTA
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 Antauta, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y
SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 750% y 185%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
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 Puno 2017
Promedio SAIFI: 11.07Promedio SA
IDI: 1
3.03
Antauta
Azángaro
Ilave‐Pomata
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 66
Cuadro Nº 38
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 20.7 31.2 2.7 12.0 22.6 34.2
Límite 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2.0
Excedencia 1376% 1459% 90% 500% 1514% 1608%
Figura Nº 57
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia de 1514% y 1608% 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 Antauta durante el año 2016.
Cuadro Nº 39
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 17.6 44% 30.7 47%
Transmisión 22.6 56% 34.2 53%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 40.2 100% 64.9 100%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 67
Figura Nº 58
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 22 veces promedio y 34 horas promedio de interrupciones,
durante el año 2016.
c. Causa de interrupciones
Una de las principales causas de la frecuencia de interrupciones (SAIFI) y la duración
de interrupciones (SAIDI) fue por descargas atmosféricas, lo que ocasionaron fallas
en la línea L‐6021 (SE Azángaro – Der Antauta).
Cuadro Nº 40
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Descargas atmosféricas 5415 16 17.15
Corte de emergencia 5415 2.73 8.25
Fuertes vientos 5415 1.29 6.58
Otros ‐ Fenómenos Naturales 5415 2.84 2.18
Total 22.6 34.2
Figura Nº 59 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 68
La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 16 y un SAIDI
de 17.15, con un 70% y 50% 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 Antauta en las instalaciones de transmisión y de
naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 60 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas
atmosféricas, corte de emergencia, fuertes vientos y otros fenómenos naturales,
produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por caída descargas atmosféricas: Línea L6021 (Azángaro‐Der. Antauta).
‐ Causa por corte de emergencia: Línea L6021 (Azángaro‐Der. Antauta) y SET 90
(SE Antauta).
‐ Causa por fuertes vientos: Línea L6021 (Azángaro‐Der. Antauta) y SET 90 (SE
Antauta).
‐ Causa por otros‐fenómenos naturales: Línea L6021 (Azángaro‐Der. Antauta).
5.3.4.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO AZÁNGARO
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).
SET 40
SET HUANCANÉ
60/22.9/10 kV5/5/2 MVA (ONAN)
6.25/6.25/2 MVA (ONAF)
SET 30SET
ANANEAA
AA
C -
3x1
50 m
m²
49
.38 k
m
SA−6363IN−6198
PR−637
SL−6365
ST−672
TC−700
10 kV
60 kV
60 kV
SEANTAUTA
SE SANRAFAEL
60/22.9 kV6 MVA (ONAN)8 MVA (ONAF)
60/10 kV24 MVA
L−6064AAAC - 150 mm²
7 kmAAAC - 3x150 mm²
83 km
L−6
065
AA
AC
- 3
x12
0 m
m²
4.2
km
22.9 kV
SET90
Carga libre de San Rafael
TC−699
PR−636
SE−6359
IN−6196
SA−6361IN−4116
PR−437
TC−4106
TC−303
SA−6619
L−6
025
SL−6720
IN−6721
ST−686
138 kV
L−104242.4 km
A AYAVIRI
L−1010159.3 km
A CH SANGABAN II
L−101178.2 kmA JULIACA
20 MVAR
SET 80
AZÁNGARO
138/60/22.9 kV24/24/7.2 MVA
T50-162
SS.A
A.
L−9
002
Ajoy
ani−M
acusa
ni
L−9
001
Anta
uta−C
rucero
23±2x2.5%/0.4−0.23 kV50 kVA
SA SA SA
IN IN
IN
SL
IN
ST
L−6021
L−6024SA−6620
L−6
026
SL−6719
IN−6722
ST−689
IN−1480
60 kV
SA−6618
IN−6720
SL−6718
ST−685
60 kV
39.85 km
AAAC - 3x150 mm²
10 kV
60/22.9/10 kV7/7/2.5 MVA (ONAN)9/9/2.5 MVA (ONAF)60 kV
60 kV
AA
AC
- 3
x12
0 m
m²
33
.74 k
m
10 kV
L−100989.26 km
A SAN RAFAEL
TC−732
PR−660
SE−6493
IN−6262
SA−6491IN−4236
PR−4498
TC−44174
138/60/22.9 kV47.5/47.5/12.5 MVA
T79-162
TC−303
10 kV
Desconexión de la línea L6021 por descargas atmosféricas, corte de emergencia, fuertes vientos y otros fenómenos
naturales.
Desconexión de la SET Antauta por corte de emergencia, fuertes vientos y otros fenómenos naturales.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 69
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 Azángaro, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI
y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 595% y 539%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 41
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 7.5 9.9 1.2 0.5 8.3 3.4
Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
Excedencia 841% 724% 49% ‐56% 939% 183%
Figura Nº 61
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia de 939% y 183% 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 Azángaro durante el año 2016.
Cuadro Nº 42
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 22.5 73% 18.3 84%
Transmisión 8.3 27% 3.4 16%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 30.8 100% 21.7 100%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 70
Figura Nº 62
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 8 veces promedio y 3 horas promedio de interrupciones, durante
el año 2016.
c. Causa de interrupciones
Una de las principales causas de la frecuencia de interrupciones (SAIFI) y la duración
de interrupciones (SAIDI) fue por descargas atmosféricas, lo que ocasionaron fallas
en las líneas L‐6024, 6025 (SE Azángaro – SE Ananea) y SET 30 (SET Ananea).
Cuadro Nº 43
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Descargas atmosféricas 18142 4.35 1.88
Fuertes vientos 18142 1.35 0.83
Otros ‐ Fenómenos Naturales 18142 2.31 0.62
Otros ‐ Propio 16726 0 0.07
Total 8.3 3.4
Figura Nº 63 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 71
La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 4.35 y un SAIDI
de 1.88, con un 52% y 55% 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 Azángaro en las instalaciones de transmisión y de
naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 64 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas
atmosféricas, fuertes vientos, otros fenómenos naturales y otros propio, produjeron
desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L6024 (Azángaro ‐ Der Putina), L6025
(Der Putina ‐ Ananea) y SET 30 (SET Ananea).
‐ Causa por fuertes vientos: Línea L6025 (Der Putina ‐ Ananea) y SET 30 (SET
Ananea).
‐ Causa por otros‐fenómenos naturales: Línea L6025 (Der Putina ‐ Ananea) y SET
30 (SET Ananea).
‐ Causa por otros‐propio: SET 30 (SET Ananea).
1.2 MW
TSA−8622.9±2x2.5%/0.4−0.23 kV
37.5 kVA
4.17/22.9 kV3 MVA
4.17/22.9 kV1.5 MVA
SE SANDIA
Salida
8001
Azá
nga
ro
Salida
8002
Putina
AA
AC
- 3
x120 m
m²
33.7
4 k
m
L−9
135
L−100989.26 km
A SAN RAFAEL
TC−732
PR−660
SE−6493
IN−6262
SA−6491IN−4236
PR−4498
TC−44174
138/60/22.9 kV47.5/47.5/12.5 MVA
T79-162
TC−303PR−1228
SE−1411
TC−1415
IN−1536
SA−1409 10 kV
60/22.9/10 kV15/15/2.5 MVA (ONAN)18/18/2.5 MVA (ONAF)
SL−3031IN−3026
ST−3026
SL−3032Salida 3006
RESERVA
SL−3033IN−3027
ST−3027
SL−3034Salida 3007
RESERVA
PR−437
TC−4106
TC−303PR−152
PR−154
SA−1257
IN−1360
TC−306
SE−1251
TC−304
IN−1356
SA−1253
CH. CHIJISIASANDIA
138 kV
L−104242.4 km
A AYAVIRI
L−1010159.3 km
A CH SANGABAN II
L−101178.2 kmA JULIACA
20 MVAR
SET 80
AZÁNGARO
138/60/22.9 kV24/24/7.2 MVA
T50-162
SS.A
A.
L−9
002
Ajoy
ani−M
acusa
ni
L−9
001
Anta
uta−C
rucero
23±2x2.5%/0.4−0.23 kV50 kVA
SA SA SA
IN IN
IN
SL
IN
ST
L−6021
L−6024SA−6620
L−6
026
SL−6719
IN−6722
ST−689
IN−1480
SA−6619
L−6
025
SL−6720
IN−6721
ST−686
SA−1665
SL−3021IN−3021
ST−3021
SL−3022
22.9 kV
10 kV
60/22.9/10 kV7/7/2.5 MVA (ONAN)9/9/2.5 MVA (ONAF)60 kVSS.AA
60 kV
AA
AC
- 3
x120 m
m²
33.7
4 k
m
10 kV
SET 40
SET HUANCANÉ
60/22.9/10 kV5/5/2 MVA (ONAN)
6.25/6.25/2 MVA (ONAF)
SET 30SET
ANANEA
AA
AC
- 3
x15
0 m
m²
49.3
8 k
m
SA−6363IN−6198
PR−637
SL−6365
ST−672
TC−700
10 kV
60 kV
60 kV
SEANTAUTA
SE SANRAFAEL
60/22.9 kV6 MVA (ONAN)8 MVA (ONAF)
60/10 kV24 MVA
L−6064AAAC - 150 mm²
7 kmAAAC - 3x150 mm²
83 km
L−6
065
AA
AC
- 3
x12
0 m
m²
4.2
km
22.9 kV
SET90
Carga libre de San Rafael
TC−699
PR−636
SE−6359
IN−6196
SA−6361IN−4116
Salida 3001MINA CORI
SL−3023IN−3022
ST−3022
SL−3024Salida 3002
INTERCONEXION PUTINA
SL−3025IN−3023
ST−3023
SL−3026Salida 3003
ORIENTAL SINA − INTERC. SANDIA
SL−3027IN−3024
ST−3024
SL−3028
SL−3029IN−3025
ST−3025
SL−3030
Salida 3004CERRO LUNAR
Salida 3005RINCONADA−RITICUCHO
22.9 kV
SA−1671IN−1490
ST−193
SL−1491
22.9 kV
SA−1669IN−1488
Salida 7501Sandia
1.29 MW
4.17 kV
1.2 MW
PR−153
SA−1255
IN−1358
TC−305
22.9 kVTV−150
60 kV
SA−6618
IN−6720
SL−6718
ST−685
60 kV
39.85 km
AAAC - 3x150 mm²
Desconexión de la SET Ananea por descargas atmosféricas,
fuertes vientos, otros fenómenos naturales y otros
propios.
Desconexión de la línea L6024 por descargas atmosféricas.
Desconexión de la línea L6025 por descargas atmosféricas, fuertes vientos y otros‐fenómenos naturales.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 72
5.3.4.3 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO ILAVE ‐ POMATA
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 Ilave Pomata, observándose que en los últimos dos (2) años, el
SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 38% y 10%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 44
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 15.6 12.8 1.7 1.4 2.3 1.5
Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0
Excedencia 679% 221% ‐16% ‐66% 16% ‐62%
Figura Nº 65
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia de la tolerancia de SAIFI en 16%.
b. Interrupciones por Instalación Causante
El siguiente cuadro muestra las interrupciones por instalaciones causante del sistema
eléctrico de Ilave Pomata durante el año 2016.
Cuadro Nº 45
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 7.6 77% 6.2 81%
Transmisión 2.3 23% 1.5 19%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 9.9 100% 7.7 100%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 73
Figura Nº 66
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 2 veces promedio y 1 horas promedio de interrupciones, durante
el año 2016.
c. Causa de interrupciones
Una de las principales causas de la frecuencia de interrupciones (SAIFI) y la duración
de interrupciones (SAIDI) fue por descargas atmosféricas, lo que ocasionaron fallas
en la línea L‐6027 (SE Ilave – SE Pomata) y SET 10 (SET Ilave).
Cuadro Nº 46
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Descargas atmosféricas 59680 1.35 1.32
Fuertes vientos 59680 0.80 0.15
Otros ‐ Fenómenos Naturales 59680 0.17 0.03
Total 2.3 1.5
Figura Nº 67 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 1.35 y un SAIDI
de 1.32, con un 58% y 88% de incidencia en las instalaciones de transmisión
respectivamente.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 74
d. Interrupciones por componente
A continuación se presentan a las interrupciones eléctricas suscitadas dentro de la
concesión del sistema eléctrico de Ilave‐Pomata en las instalaciones de transmisión y
de naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 68 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas
atmosféricas, fuertes vientos y otros fenómenos naturales, produjeron desconexión
de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L6027 (Ilave‐Pomata), L0638
(Totorani‐Ilave) y SET 10 (SET Ilave).
‐ Causa por fuertes vientos: Línea L6027 (Ilave‐Pomata) y L0638 (Totorani‐Ilave).
‐ Causa por otros‐fenómenos naturales: L0638 (Totorani‐Ilave).
5.3.4.4 PROBLEMÁTICA DE INTERRUPCIONES
A continuación se presentan las interrupciones por componentes en los sistemas
eléctricos de Antauta, Azángaro, Ilave‐Pomata y Juliaca Rural suscitados durante el año
2016 en las instalaciones de transmisión de la concesionaria de Electro Puno para fallas
gestionables (propias y fenómenos naturales). Así como, aquellas interrupciones
suscitadas en las instalaciones de transmisión obtenidas de los sistemas de transmisión
138 kV
L−2030196.4 km
AT−1120/120/15 MVA
SA−6381
SA−6415
IN−6228
SL−6417ST−680
L−6
007
Tuca
ri
SA−1285
IN−1404
IN−1406
SA−1287
0201
Vilqu
e − Maña
zo−T
iquill
aca
IN−1408
SA−1289
0251
Chu
cuito
TSA−38
SS.A
A.
SA−4
323
IN−4
150
SS.A
A.
Salida
2004
Pom
ata
−Desa
gua
dero
Salida
2003
Yung
uyo−Copa
ni−Unica
chi
Salida
2002
Keluyo−P
izacona
Salida
2001
Juli
Salida
0100
3Ila
ve Zona
Baja
−Camica
che
Salida
01002
Ilave−A
cora−P
lateria
Salida
01001
Pilcuy
o−Ilave
CT. BELLAVISTASan Gaban4.84 MW
AAAC - 3x120 mm²2.95 km
L−6028
L−6311A JULIACA
L−1012A JULIACA
37 km
23±2x2.5%/0.4−0.23 kV50 kVA
L−6027
SA
SS.A
A.
23±2x2.5%/0.4−0.23 kV50 kVA
IN
SA SA SA
SA SA SA SA SA
SA
SA
IN
INSL
ST
60 kV
SL
IN
ST
60/22.9/10 kV7/7/2 MVA−ONAN
9/9/2.5 MVA−ONAF
A MOQUEGUA
60/10 kV7 MVA−ONAN9 MVA−ONAF
INSA
INSA
IN
IN
IN
IN
IN
IN
37.5 km
SET80
SET 10
SET 01
60 kV
10 kV
10 kV
22.9 kV
60 kV
SETILAVE
SETPOMATA60/22.9/10 kV
7/7/2 MVA−ONAN9/9/2.5 MVA−ONAF
AA
AC
- 3x1
20 m
m²
60
km
AAAC - 3x120 mm²43.5 km
22.9 kV
SA−6383
IN−6212
SL−6385
ST−675
L−0
638
60 kV
10 kV
SETPUNO
60/10 kV5.5 MVA−ONAN
Salida 0101Av. Circunvalación
Salida 0102Centro de Puno
Salida 0103Av. El Sol
Salida 0104Alto Puno
Salida 0105Av. Simón Bolivar
Salida 0106Una−Atenas
SA−6387
IN−6214
SL−6389ST−676
138 kV
22.9 kV
SETTOTORANI(PUNO)138/60/22.9 kV
25/25/7 MVA − ONAN
IN−6210
O−5
71
Ichu
ña
Desconexión de la línea L6027 por descargas atmosféricas y
fuertes vientos.
Desconexión de la línea L0638 por descargas atmosféricas,
fuertes vientos y otros fenómenos naturales.
Desconexión de la SET Ilave por descargas atmosféricas.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 75
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
Pomabamba y Huari durante el año 2016, fueron los siguientes:
Interrupciones eléctricas con fallas gestionables (Electro Puno)
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, corte de emergencia, fuertes vientos y
otros fenómenos naturales en las instalaciones eléctricas de Antauta.
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, fuertes vientos, otros fenómenos
naturales y otros propio en las instalaciones eléctricas de Azángaro.
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, fuertes vientos y otros fenómenos
naturales en las instalaciones eléctricas de Ilave‐Pomata.
‐ Interrupciones por descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales en las
instalaciones eléctricas de Juliaca Rural.
Otras interrupciones eléctricas determinados en sistemas de transmisión críticos 2017
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‐6025
Deriv. Putina‐Ananea y L‐6021 Azángaro‐San Rafael.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 76
Figura Nº 69
Interrupción por componente a nivel de transmisión
5.3.4.5 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
A continuación se presentan las alternativas de solución para los sistemas eléctricos
críticos de Antauta, Azángaro, Ilave‐Pomata y Juliaca Rural.
Alternativas a corto plazo
‐ Medición y mejoramiento de puesta a tierra e instalación de pararrayos de líneas en
L‐6021 Azángaro ‐ Der. Antauta, L‐6024 Azángaro ‐ Der. Putina, L‐6025 Der. Putina ‐
Ananea, L‐0638 Puno – Pomata y L‐6027; así como medición de PAT en las SET´s
Ananea e Ilave.
Propuestas de EPU – Plan de Mejora 2017
‐ Análisis físico, químico y cromatográfico de los transformadores de potencia en las
SET´S Bellavista, Ilave, Pomata, Antauta, Huancané y Ananea.
‐ Inspección de los conmutadores bajo carga de los transformadores de potencia de las
SET´S Bellavista, Ilave, Pomata, Antauta y Huancané.
‐ Inspección y mejora de la cargabilidad de la línea de transmisión en 60 kV Azángaro –
Antauta.
‐ Inspección de la línea de transmisión en 60 kV Puno‐Ilave Pomata.
‐ Inspección de la línea de transmisión en 60 kV Azángaro – Huancané – Ananea.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 77
Figura Nº 70
Alternativas de solución a corto plazo
Alternativas a mediano y largo plazo
PIT 2017‐2021 – 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.
PIT 2017‐2021 – 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.
Plan de transmisión COES 2013‐2022
‐ Línea de transmisión Tintaya – Azángaro – Juliaca – Puno en 220kV.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 78
Figura Nº 71
Alternativas de solución a largo plazo
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 79
5.3.5 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO ORIENTE
La empresa de distribución eléctrica Electro Oriente, cuenta con un área de concesión de
459.78 km2 con 415 826 clientes al tercer trimestre 2016. Actualmente cubre el
suministro eléctrico a las regiones de Loreto, San Martín, Amazonas y Cajamarca.
Figura Nº 72
Área de concesión de la empresa Electro Oriente
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 nueve sistemas eléctricos críticos, pertenecientes a
la empresa de Electro Oriente, los cuales son: Bagua‐Jaén, Bagua‐Jaén Rural, Gera,
Moyobamba, Rioja Oriente, San Ignacio, Tarapoto, Tarapoto Rural y Yurimaguas.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 80
Figura Nº 73
Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electro Oriente
* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones durante el año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).
De la figura se observa que durante el año 2016, los sistemas eléctricos de Yurimaguas,
Rioja Oriente y Gera, presentaron mayor número de interrupciones con un SAIFI en
instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 9.4, 7.5 y 6.0
veces promedio respectivamente. Así mismo, los sistemas de San Ignacio y Bagua‐Jaén
Rural, presentaron mayor duración de interrupciones con un SAIDI en instalaciones de
transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 20.1 y 15.7 horas promedio
respectivamente. A continuación se presentará la evaluación de la calidad de suministro
eléctrico de los sistemas de Tarapoto Rural y Rioja Oriente.
5.3.5.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTO RURAL
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 Tarapoto Rural, observándose que en los últimos dos (2) años, el
SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 1% y 17%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0
SAIDI
SAIFI
SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electro Oriente 2017
Promedio SAIFI: 5.02
Promedio SA
IDI: 5
.74
San Ignacio
YurimaguasRioja Oriente
Bagua Jaén Rural
Bagua Jaén
MoyobambaGera
Tarapoto Rural
Tarapoto
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 81
Cuadro Nº 47
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 5.9 1.8 3.0 0.9 3.0 1.1
Límite 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2.0
Excedencia 320% ‐10% 111% ‐53% 112% ‐45%
Figura Nº 74
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 112% de SAIFI de transmisión, sin
embargo el SAIDI no presenta excedencia, siendo la tolerancia superior en 66%.
b. Interrupciones por Instalación Causante
El siguiente cuadro muestra las interrupciones por instalaciones causante del sistema
eléctrico de Tarapoto Rural durante el año 2016.
Cuadro Nº 48
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 12.7 81% 34.8 97%
Transmisión 3.0 19% 1.1 3%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 15.7 100% 35.9 100%
Figura Nº 75
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 82
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 3 veces promedio y 1 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 fenómenos naturales, desconectando la línea L‐1016
(Tocache‐Juanjui) por fuertes temporales con vientos de alta intensidad de la zona,
con una demanda afectada de aproximadamente de 3000 kW.
Cuadro Nº 49
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Otros ‐ Fenómenos Naturales 22562 1.97 0.83
Falla equipo 23200 1 0.27
Total 3.0 1.1
Figura Nº 76 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
La causa de interrupción Otros‐fenómenos naturales presentó un SAIFI de 1.97 y un
SAIDI de 0.83, con un 66% y 76% 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 Tarapoto Rural en las instalaciones de transmisión
y con naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 83
Figura Nº 77 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por falla de
equipo y fenómenos naturales produjeron desconexión de las siguientes
instalaciones:
‐ Causa por falla de equipo: Línea 464802.
‐ Causa por otros fenómenos naturales: Línea 2012 (Lamas) y 2016 (Juan
Guerra).
5.3.5.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO RIOJA ORIENTE
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 Rioja Oriente, observándose que en los últimos dos (2) años, el
SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 55% y 54%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
EMD3.125 MVA
3 MVAYd5-Yy6
CAT−3516B−32.5 MVA
2.5 MVAYNyn6
CAT−3516B−42.5 MVA
2.5 MVA10 kV
CT BELLAVISTA
BE−S
06 (4
616
)Bella
vista
1.5 MVA (ONAN)2 MVA (ONAF)
SEBELLAVISTA
4.16 kV
PR−1011
SL−1011
IN−1011
SB−1019
IN−1019
ST−1019
0.48 kV 0.48 kV
YNyn6
SB−2219
IN−2219
ST−2219
PA−1312
IN−1312
SB−1312
TP-1311YNyn0d5
SB−2212
TP-2221YN0
SE JUANJUI
SB−2211
SB−2214
R−2214
SL−2214
PR−2214
BE−S
04 (4614
)Picot
a
SB−2213
R−2213
SL−2213
PR−2213
BE−S
03 (4613
)Bia
vo
SB−2215
R−2215
SL−2215
PR−2215
BE−S
05 (4615
)
Sisa
138 kVSB−1315/A
IN−1315
SB−1315/B
PR−1314
IN−1314
SB−1314
15 MVA
TP-1314YNd5
SB−1201
IN−1201
SL−1201
SB−1311
IN−1311
SL−1311
PA−1311
SB−1302
IN−1302
SL−1302
PA−1302
PR−1309
IN−1309
SB−1309
SL−2209
IN−2209
ST−2209
PR−2209
R−2201
TA−S
02 (2
012
)Lamas
R−2202
TA−S
06 (2
016
)Jua
n Guerra
22.9 kV
22.9 kV
PA−1009
ST−1001
PA−1010
SB−1301
IN−1301
SL−1301
PA−1301
SEMOYOBAMBA
SE TOCACHE80.8 km
AAAC 240 mm²L−1017
A YURIMAGUAS
138 kV
TP-1301YNyn0d5
SETARAPOTO
5MVAR650kVp
25/7/25 MVA (ONAN)30/9/30 MVA (ONAF)132±13x1%/22.9/10 kV
15/15/5.3 MVA (ONAN)20/20/7 MVA (ONAF)132±13x1%/22.9/10 kV
22.9 kV
10 kV
10 kV
SB−1313
IN−1313
SL−1313
ST−1313
PR−1313
25 kmAAAC 240 mm²
L−1019
SB−1202
IN−1202
SL−1202
ST−1202
PR−1202
SA−1203
PR−1203
SB−2201
IN−2201
SB−2202
PR−120
4
138 kV
22.9 kV
NUEVA SEJUANJUI
7/3/7 MVA (ONAN)TP-1203YNyn0d5
22.9±2X2.5%/10kV
R−2203
TA−S
09 (2
019
)
Desconexión de la línea 2012 y 2016 por error de fenómenos naturales.
Desconexión de la línea 464802 por falla de equipo.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 84
Cuadro Nº 50
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 11.7 3.5 16.5 7.0 7.5 3.2
Límite 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2.0
Excedencia 736% 77% 1082% 251% 435% 62%
Figura Nº 78
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia a la tolerancia de transmisión en 435% y
62% de SAIFI y SAIDI respectivamente.
b. Interrupciones por Instalación Causante
El siguiente cuadro muestra las interrupciones por instalaciones causante del sistema
eléctrico de Rioja Oriente durante el año 2016.
Cuadro Nº 51
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 5.4 42% 7.0 69%
Transmisión 7.5 58% 3.2 31%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 12.9 100% 10.3 100%
Figura Nº 79
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 85
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 7 veces promedio y 3 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 falla de equipo con 44% y 49% de incidencia en las
instalaciones de transmisión en SAIFI y SAIDI respectivamente.
Cuadro Nº 52
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Falla equipo 30654 3.28 1.6
Ajuste inadecuado 31126 0 1.17
Descargas atmosféricas 30654 3.03 0.38
Corte de emergencia 29931 0.67 0.06
Fuertes vientos 29535 0.36 0.03
Total 7.5 3.2
Figura Nº 80 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
d. Interrupciones por componente
A continuación se presentan a las interrupciones eléctricas suscitadas dentro de la
concesión del sistema eléctrico de Rioja Oriente en las instalaciones de transmisión y
con naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 86
Figura Nº 81 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por ajuste
inadecuado de protecciones, falla de equipo, corte de emergencia, descargas
atmosféricas y fuertes vientos produjeron desconexión de las siguientes
instalaciones:
‐ Causa por ajuste inadecuado: Línea 3451 (Yorongos).
‐ Causa por falla de equipo: Línea 3291 (San Fernando), 3292 (Naranjos), 3293
(Nuevo Cajamarca), 3453 (Yuracyaco) y 3454 (Calzada S.).
‐ Causa por corte de emergencia: Línea 3291 (San Fernando), 3292 (Naranjos) y
3293 (Nuevo Cajamarca).
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea 3291 (San Fernando), 3292
(Naranjos), 3293 (Nuevo Cajamarca), 3451 (Yorongos), 3453 (Yuracyaco) y
3454 (Calzada S.).
‐ Causa por fuertes vientos: Línea 3291 (San Fernando) y 3292 (Naranjos).
5.3.5.3 PROBLEMÁTICA DE INTERRUPCIONES
A continuación se presentan las interrupciones por componentes en los sistemas
eléctricos de Tarapoto Rural y Rioja Oriente, suscitados durante el año 2016 en las
instalaciones de transmisión de la concesionaria de Electro Oriente para fallas
SL−1301
PA−1301
IN−1331
SL−1331
ST−1331
PA−1331
PA−1332
IN−1031
MO−S01Sal 1 (3211)
MO−S02Sal 2 (3212)
MO−S03Sal 3 (3213)
CAT12.5 MVA
CAT22.5 MVA
YNd5 10 kV
3.5 km
SB−6031
IN−6031
ST−6031
PA−6031
TP-1331YNyn0d5SE
MOYOBAMBA
SB−6033
IN−6033
SL−6033
ST−60332
2 k
mA
AA
C 2
40 m
m²
PR−6033
L−6
091
SB−6032
IN−6032
SL−6032
ST−6032
17.5 kmASCR 78 mm²
L−6090
SB−605
IN−605
IN−205
(3454)
Calza
da S
oritor
Yura
cyacu (3
453)
Yorongos (3
451)
(3452)
TP-602035YNd11
SL−604
PR−604
IN−604
IN−204
TP-602045YNd11
SE RIOJAST−604
PR−604
(L02−R
IO)
SERSA
SC−204
SB−606
IN−606
ST−606
SL−606
15.06 kmAAAC 240 mm²
L−6092
IN−607
SL−607
PA−607
TP-607YNd11
10/11.5 MVA (ONAN/ONAF)60±2x2.5%/22.9−20 kV
IN−207
(3293)
Nuevo C
aja
marca
(3291)
San F
ernando
Reserva
1
(3292)
Nara
njos
22.9 kV
SE NUEVACAJAMARCA
IN−601
SL−601
PR−601
PR−224
GE−S01 (3241)PSE Gera
DACP
DALP
22.9 kV
PR−101
IN−101
G−13.85 MVA
G−23.85 MVA
SC−101
10 kV
10 kV
1.7
km
AA
AC
70
mm
²
SC−101
IN−103
G−12 MVA
TP-YNd5
2.2 MVA (ONAN)10±2x2.5%/4.16 kV
10 kV
4.16 kV
CH GERA II
CH GERA I
96.3 kmAAAC 240 mm²
L−1018
60 kV
60 kV
SETARAPOTO
TP-601YNyn0d5
10/3/10 MVA (ONAN)60±2x2.5%/22.9/10 kV
60 kV
60 kV
4.5 MVA (ONAN)60±2x2.5%/20 kV
20 kV
3.5 MVA (ONAN)60±2x2.5%/22.9−20 kV
20 kV
15/15/7 MVA (ONAN)20/20/9 MVA (ONAF)132±13x1%/60/10 kV
2.5 MVA10±2x2.5%/0.48 kV
YNd5
0.48 kV
0.48 kV
138 kV
SB−6010
IN−6010
SL−6010
PA−6010
SB−6020
IN−6020
ST−606
SL−6020
PA−6020
TP-6030YNynd5
IN−6030
SB−6030
15.9/6.6/9.3 MVA60±13x0.57%/22.9/6 kV
CL−
22.9 kV
CL−C
S
CEMENTOSSELVA
7.9 kmAAAC 240 mm²
L−6094
GE−S01 (3242)
Desconexión de la línea 3451 por ajuste inadecuado de protecciones y descargas
atmosféricas.
Desconexión de la línea 3453 y 3454 por descargas atmosféricas y falla de
equipo.
Desconexión de la línea 3291, 3292 y 3293 por descargas
atmosféricas, fuertes vientos, corte de emergencia y falla de
equipo.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 87
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
Tarapoto Rural y Rioja Oriente durante el año 2016, fueron los siguientes:
Interrupciones eléctricas con fallas gestionables (Electro Oriente)
‐ Interrupciones por falla de equipo y fenómenos naturales en las instalaciones
eléctricas de Tarapoto Rural.
‐ Interrupciones por ajuste inadecuado de protecciones, falla de equipo, corte de
emergencia, descargas atmosféricas y fuertes vientos en las instalaciones eléctricas
de Rioja Oriente.
Otras interrupciones eléctricas determinados en sistemas de transmisión críticos 2017
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.
Figura Nº 82
Interrupción por componente a nivel de transmisión
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 88
5.3.5.4 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
A continuación se presentan las alternativas de solución para los sistemas eléctricos
críticos de Tarapoto Rural y Rioja Oriente.
Alternativas a corto plazo
Las siguientes alternativas fueron propuestas por Electro Oriente en el Plan de Mejora
2017 reportado en el portal DSE de Osinergmin.
‐ 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.
Figura Nº 83
Alternativas de solución a corto plazo
R-09
BC-6
20/13/10 MVA
7/7/2 MVA
L-1
12
2
L-1
12
4
(44
,42
km
)
(109
,91
km
)
10 MVA
HORIZONTEINDUSTRIAS DEL ESPINO
10
AT82-21150/50/20 MVA
T-0150/50/0.3 MVA
L-1016 L-1017
L-1
01
8
L-60
91
L-6090
L-6092
25/7/25 MVA
15/15/7 MVA
3.5 MVA
10 MVA
(124 km)(80.8 km)
(96
.3 k
m)
C.T. MOYOBAMBA
(17.5 km)
(22
km
)
(15,06 km)
L-1019(25 km)
15,9/6,6/9,3 MVA
CEMENTOSELVA
L-6094(9,2 km)
L-1
14
2(2
8 k
m)
S.E.MOYOBAMBA
138 kV
60 kV
22,9
C.H. GERA I C.H. GERA II2x3 MW 1x2 MWS.E. GERA I
10/3/10 MVA 10
60 kV
S.E.AUCAYACU
C.T. TARAPOTO
5 MVAR
15/15/5.3 MVA
138 kV
138 kV
22.9kV
7/3/7 MVA
10 kV
22.9 kV
138 kV
220 kV
138 kV
138 kV
T66-1217/7/2,3 MVA
T35-121
T69-11
138 kV7/7/2.3 MVAT28-162 T65-121
1060
30 MVAR
2 MVAR
10
12/12/3.6MVAPONGO DE CAYNARACHI
33 kV
L-6093(31.6 Km)
60 kV
C.T. YURIMAGUASYURIMAGUAS
L-3301(58 km)
18 MVA
22,9 kV
10 kV
5 MVAR 12.5 MVAR
10 kV
5 MVAR
5 MVAR
10 MVAR
10 kV
22,9
TP-607TP-6030
4.5 MVA
S.E. RIOJA S.E. CEMENTOSELVA
22.9
60 kV
S.E. PIEDRABLANCA
S.E.VIZCARRA
S.E.AGUAYTIA
S.E.TOCACHE
S.E.JUANJUI
S.E.TARAPOTO
22.9 kV
22.9
22.9
S.E.BELLAVISTA
60 kV
60 kV60 kV
SEIN
S.E. TINGOMARIA
S.E. NUEVACAJAMARCA
L-2
251
(73
km)
L-22
52(1
74
km)
C.T.BELLAVISTA
Grupo [4 MW]
S.E. PONGO DECAYNARACHI
GeneraciónAdicional Picota
Instalación de cinco (5) transformadores zig‐zag en las subestaciones Bellavista, Tarapoto,
Moyobamba, Rioja y Nueva Cajamarca.
0.44
Grupo [4 MW]
0.44
Grupo [4 MW]
Generación AdicionalNva. Cajamarca
Generación AdicionalYurimaguas
Grupo [5 MW]
Generación Adicional enGestión Moyobamba
0.44
Instalación de 30 Pararrayos en la línea L‐1124 (SE
Aucayacu – SE Tocache).
Instalación de registradores de falla en las líneas L‐1018 (Tarapoto – Moyobamba) y L‐
1019 (Nueva Juanjui –Bellavista).
0.44
ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN DE CORTO PLAZO
Instalación de descargadores de sobretensión en la línea L‐1017
(Bellavista –Tarapoto).
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 89
Alternativas a mediano y largo plazo
‐ Solución definitiva a la problemática de interrupciones en transmisión en la Región
San Martin: Línea de transmisión en 220 kV Carhuaquero – Cajamarca Norte – Cáclic
– Moyobamba de 370 km de 220 MVA el cual será conectado a la nueva subestación
de Moyobamba en 220 kV (POC abril de 2017).
Figura Nº 84
Alternativas de solución a mediano y largo plazo
R-09
BC-6
20/13/10 MVA
7/7/2 MVA
L-11
22
L-1
124
(44,
42 k
m)
(109
,91
km)
10 MVA
HORIZONTEINDUSTRIAS DEL ESPINO
10
AT82-21150/50/20 MVA
T-0150/50/0.3 MVA
L-1016 L-1017L-
101
8
L-60
91L-6090
L-6092
25/7/25 MVA
15/15/7 MVA
3.5 MVA
10 MVA
(124 km)(80.8 km)
(96.
3 km
)C.T. MOYOBAMBA
(17.5 km)(2
2 km
)
(15,06 km)
L-1019(25 km)
15,9/6,6/9,3 MVA
CEMENTOSELVA
L-6094(9,2 km)
L-11
42(2
8 km
)
S.E.MOYOBAMBA
138 kV
60 kV
22,9
C.H. GERA I C.H. GERA II2x3 MW 1x2 MWS.E. GERA I
10/3/10 MVA 10
60 kV
S.E.AUCAYACU
C.T. TARAPOTO
5 MVAR
15/15/5.3 MVA
138 kV
138 kV
22.9kV
7/3/7 MVA
10 kV
22.9 kV
138 kV
220 kV
138 kV
138 kV
T66-1217/7/2,3 MVA
T35-121
T69-11
138 kV7/7/2.3 MVAT28-162 T65-121
1060
30 MVAR
2 MVAR
10
12/12/3.6MVAPONGO DE CAYNARACHI
33 kV
L-6093(31.6 Km)
60 kV
C.T. YURIMAGUASYURIMAGUAS
L-3301(58 km)
18 MVA
22,9 kV
10 kV
5 MVAR 12.5 MVAR
10 kV
5 MVAR
5 MVAR
10 MVAR
10 kV
22,9
TP-607TP-6030
4.5 MVA
S.E. RIOJA S.E. CEMENTOSELVA
22.9
60 kV
S.E. PIEDRABLANCA
S.E.VIZCARRA
S.E.AGUAYTIA
S.E.TOCACHE
S.E.JUANJUI
S.E.TARAPOTO
22.9 kV
22.9
22.9
S.E.BELLAVISTA
60 kV
60 kV60 kV
SEIN
S.E. TINGOMARIA
S.E. NUEVACAJAMARCA
L-22
51
(73
km)
L-2
252
(174
km
)
C.T.BELLAVISTA
Grupo [4 MW]
S.E. PONGO DECAYNARACHI
GeneraciónAdicional Picota
SEIN
138 kV
220 kV
S.E. NUEVAMOYOBAMBA
(110.2 km)
Línea de transmisión en 220 kV Carhuaquero – Cajamarca Norte – Cáclic – Moyobamba de
370 km de 220 MVA el cual será conectado a la nueva subestación de Moyobamba en 220 kV
(POC abril de 2017).
0.44
Grupo [4 MW]
0.44
Grupo [4 MW]
Generación AdicionalNva. Cajamarca
Generación AdicionalYurimaguas
Grupo [5 MW]
Generación Adicional enGestión Moyobamba
0.44
Instalación de registradores de falla en las líneas L‐1018 (Tarapoto – Moyobamba) y L‐
1019 (Nueva Juanjui –Bellavista).
0.44
ALTERNATIVAS A MEDIANO Y LARGO
PLAZOInstalación de descargadores de sobretensión en la línea L‐1017
(Bellavista –Tarapoto).
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.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 90
5.3.6 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRONOROESTE
La empresa de distribución eléctrica Electronoroeste, cuenta con un área de concesión de
664.4 km2 con 464 677 clientes regulados al tercer trimestre 2016. Actualmente cubre el
suministro eléctrico a las regiones de Piura y Tumbes.
Figura Nº 85
Área de concesión de la empresa Electronoroeste
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 tres sistemas eléctricos críticos, pertenecientes a la
empresa de Electronoroeste, los cuales son: Corrales, Zarumilla y Zorritos.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 91
Figura Nº 86
Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electronoroeste
* 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, el sistema eléctrico de Zarumilla,
presentó mayor número de interrupciones con un SAIFI en instalaciones de transmisión
de naturaleza no programada y gestionable de 2.5 veces promedio. Así mismo, los
sistemas de Corrales y Zorritos, presentaron mayor duración de interrupciones con un
SAIDI en instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 7.7 y
7.5 horas promedio respectivamente. A continuación se presentará la evaluación de la
calidad de suministro eléctrico de los sistemas de Corrales y Zorritos.
5.3.6.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO CORRALES
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 Corrales, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y
SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 3% y aumentando en
716% respectivamente desde el año 2015 al 2016.
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0
SAIDI
SAIFI
SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electronoroeste 2017
Promedio SAIFI: 1.43
Promedio SA
IDI: 5
.2
Zarumilla
Corrales
Zorritos
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 92
Cuadro Nº 53
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 4.6 2.1 0.9 0.9 0.9 7.7
Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
Excedencia 481% 77% 16% ‐21% 13% 546%
Figura Nº 87
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia de la tolerancia del SAIFI y SAIDI en 13%
y 546% respectivamente.
b. Interrupciones por Instalación Causante
El siguiente cuadro muestra las interrupciones por instalaciones causante del sistema
eléctrico de Corrales durante el año 2016.
Cuadro Nº 54
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 1.5 62% 1.0 11%
Transmisión 0.9 38% 7.7 89%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 2.4 100% 8.7 100%
Figura Nº 88
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 93
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 1 veces promedio y 7 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 inundaciones, produciendo interrupción del servicio
eléctrico CT Charán a consecuencia de Fenómeno del Niño (Tormenta eléctrica), con
una demanda afectada de 6200 kW.
Cuadro Nº 55
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Inundaciones 7376 0.90 7.75
Total 0.9 7.7
Figura Nº 89 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
La causa de interrupción inundaciones presentó un SAIFI de 0.9 y un SAIDI de 7.75,
con un 100% de incidencia en las instalaciones de transmisión.
d. Interrupciones por componente
A continuación se presentan a las interrupciones eléctricas suscitadas dentro de la
concesión del sistema eléctrico de Corrales en las instalaciones de transmisión y de
naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 94
Figura Nº 90 Interrupción por componente
La causa de interrupción por inundaciones, produjo desconexión de la SET Charán
(C.T. Tumbes) del sistema eléctrico de Corrales.
5.3.6.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO ZORRITOS
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 Zorritos, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIDI
ha tenido un comportamiento variable aumentando en 734% desde el año 2015 al
2016.
Cuadro Nº 56
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 1.8 2.1 0.9 0.9 0.9 7.5
Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
Excedencia 130% 79% 10% ‐25% 9% 527%
ALIM A1046 (46)
ALIM A1045 (45)
ALIM A1044 (44)
Grupo Mak 29 MW
Reserva
SE LOS CEREZOSP112
SE TUMBESP108
SE CORRALESP201
10 kV
220 kV
SE NUEVAZORRITOS
10
4.4
2 k
m
L−2
280
MACHALA(ECUADOR)
137
km
L−2
249
20 MVAR
104 km
L−2248HACIA PIURAOESTE
SE MANCORAP114
SE PUERTOP131
PIZARRO9/9/2.5 MVA (ONAF)
1TP6016YNynd5
60±13x1%/22.9/10 kV
L-6665B (L-121)
AAAC - 120 mm²
SE ZARUMILLAP109
10/10/7.5 MVA (ONAF)60±13x1%/22.9/10 kV
1TP6017YNynd5
30/12/30 MVA (ONAF)
1TP6002YNynd5
60±13x1%/33/10 kV
SE TUMBES 1P193
4 MVA (ONAF)33±2x1.5%/22.9 kV
1TP3034Dyn5
ALIM A1047 (47)
ALIM A1048 (48)
10/10/7.5 MVA60/22.9/10 kV
YNynd11
0.8 MVA (ONAN)33±2x2.5%/10 kV
1TP3020Dyn5
5 MVA (ONAF)33±2x2.5%/22.9 kV
1TP3019Dyn5
SE ZORRITOSP110
L-1
28
2.5 MVA (ONAF)33±3x1.5%/10 kV
1TP3027Dyn5
SE LA CRUZP113
0.8 MVA (ONAN)33±2x1.22%/10 kV
1TP3024Yd11
13 MVA (ONAF)33±3x1.5%/10.5 kV
1TP3029Dyn5
220/60/10 kV65/65/12 MVA
220 kV
L-129
AAAC - 95 mm²
L-129
AAAC - 95 mm²
L-129
AAAC - 95 mm²
L-1
29
AA
AC
- 9
5 m
m²
L-1
29
AA
AC
- 9
5 m
m²
(52)
33 kV
22.9 kV
ALIM A1301 (55)
Órganos
60 kV
SETALARA
10 kV
0.1 kmN2SY - 240 mm²
AA
AC
- 9
5 m
m²
AAAC - 240 mm²
22.9 kV
ALIM A1202 (57)
ALIM A1204 (59)
ALIM A1203 (58)
ALIM A1060 (60)
A1207
ALIM 1208
ALIM A1052
33 kV
10 kV33 kV
10 kV33 kV
10 kV33 kV
33 kV
10 kV
22.9 kV
33 kV
60 kV
60 kV
10 kV
10.5 kV
SEINVERSIONES
CEREZOS
SE INYSA
60/33/10 kV30/12/30 MVA
2x1.25 MVA
0.8 MVA
AAAC - 240 mm²75 km
AAAC - 240 mm²24 km
AAAC - 120 mm²
11.6 km
8.1
km
0.2
3 k
m
1.62 km1.4 km
8.3
6 k
m
L−6664
L−6666
L-6665A (L-118)
0.4 km
CT.TUMBES(CHARAN)
L-6665B (L-121)
22.9 kV
22.9 kV
10 kV
2.55 km
33 kV
12.5 km
10 kV
22.9 kV
10 kV
10 kV
60 kV
10 kV
ALIM A1083 (83)
ALIM A1094 (94)
ALIM A1051 (51)
ALIM A1050 (50)
ALIM A1049 (49)
ALIM A1084 (84)
ALIM A1088 (88)
ALIM A1082 (82)
ALIM A1085 (85)
ALIM A1054 (54)
ALIM A1053 (53)A Zorritos Ciudad
Grupo Mak 19 MW
ALIM A1056 (56)Máncora
ALIM A1301 (55)
(loma de viento)
Desconexión de la SET Charán por inundaciones a
consecuencia de Fenómeno del Niño (Tormenta eléctrica)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 95
Figura Nº 91
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia de la tolerancia del SAIFI y SAIDI en 9% y
527% respectivamente.
b. Interrupciones por Instalación Causante
El siguiente cuadro muestra las interrupciones por instalaciones causante del sistema
eléctrico de Zorritos durante el año 2016.
Cuadro Nº 57
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 9.3 91% 26.7 78%
Transmisión 0.9 9% 7.5 22%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 10.1 100% 34.2 100%
Figura Nº 92
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 1 veces promedio y 7 horas promedio de interrupciones, durante
el año 2016.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 96
c. Causa de interrupciones
La principal causa de la frecuencia de interrupciones (SAIFI) y la duración de
interrupciones (SAIDI) fue por inundaciones, produciendo interrupción del servicio
eléctrico CT Charán a consecuencia de Fenómeno del Niño (Tormenta eléctrica).
Cuadro Nº 58
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Inundaciones 3452 0.87 7.52
Total 0.9 7.5
Figura Nº 93 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
La causa de interrupción inundaciones presentó un SAIFI de 0.87 y un SAIDI de 7.52,
con un 100% de incidencia en las instalaciones de transmisión.
d. Interrupciones por componente
A continuación se presentan a las interrupciones eléctricas suscitadas dentro de la
concesión del sistema eléctrico de Zorritos en las instalaciones de transmisión y de
naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 97
Figura Nº 94 Interrupción por componente
La causa de interrupción por inundaciones, produjo desconexión de la SET Charán
(C.T. Tumbes) del sistema eléctrico de Zorritos.
5.3.6.3 PROBLEMÁTICA DE INTERRUPCIONES
A continuación se presentan las interrupciones por componentes en los sistemas
eléctricos de Corrales y Zorritos suscitados durante el año 2016 en las instalaciones de
transmisión de la concesionaria de Electronoroeste 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
Corrales y Zorritos durante el año 2016, fueron los siguientes:
Interrupciones eléctricas con fallas gestionables (Electronoroeste)
‐ Interrupciones por inundaciones en las instalaciones eléctricas de Corrales.
‐ Interrupciones por inundaciones en las instalaciones eléctricas de Zorritos.
Otras interrupciones eléctricas determinados en sistemas de transmisión críticos 2017
Problemática en los sistemas de transmisión Talara ‐ Zorritos – Machala y Zorritos ‐
Tumbes ‐ Puerto Pizarro – Zarumilla, debido principalmente a las causas:
10 kV33 kV
10 kV33 kV
33 kV
10 kV
22.9 kV
33 kV
60 kV
60 kV
10 kV
10.5 kV
SEINVERSIONES
CEREZOS
SE INYSA
60/33/10 kV30/12/30 MVA
2x1.25 MVA
0.8 MVA
AAAC - 240 mm²75 km
AAAC - 240 mm²24 km
AAAC - 120 mm²
11.6 km
8.1
km
0.2
3 k
m
1.62 km1.4 km
8.3
6 k
m
L−6664
L−6666
L-6665A (L-118)
0.4 km
CT.TUMBES(CHARAN)
L-6665B (L-121)
22.9 kV
22.9 kV
10 kV
2.55 km
33 kV
12.5 km
10 kV
10 kV
0.1 kmN2SY - 240 mm²
AA
AC
- 9
5 m
m²
AAAC - 240 mm²
22.9 kV
ALIM A1202 (57)
ALIM A1204 (59)
ALIM A1203 (58)
ALIM A1060 (60)
A1207
ALIM 1208
ALIM A1052
ALIM A1054 (54)
ALIM A1053 (53)A Zorritos Ciudad
Grupo Mak 19 MW
ALIM A1056 (56)Máncora
ALIM A1301 (55)
ALIM A1083 (83)
ALIM A1094 (94)
ALIM A1051 (51)
ALIM A1050 (50)
ALIM A1049 (49)
ALIM A1084 (84)
ALIM A1088 (88)
ALIM A1082 (82)
ALIM A1085 (85)
ALIM A1046 (46)
ALIM A1045 (45)
ALIM A1044 (44)
Grupo Mak 29 MW
Reserva
SE LOS CEREZOSP112
SE TUMBESP108
SE CORRALESP201
10 kV
220 kV
SE NUEVAZORRITOS
10
4.4
2 k
m
L−2
280
MACHALA(ECUADOR)
137 k
m
L−2
249
20 MVAR
104 km
L−2248HACIA PIURAOESTE
SE MANCORAP114
SE PUERTOP131
PIZARRO9/9/2.5 MVA (ONAF)
1TP6016YNynd5
60±13x1%/22.9/10 kV
L-6665B (L-121)
AAAC - 120 mm²
SE ZARUMILLAP109
10/10/7.5 MVA (ONAF)60±13x1%/22.9/10 kV
1TP6017YNynd5
30/12/30 MVA (ONAF)
1TP6002YNynd5
60±13x1%/33/10 kV
SE TUMBES 1P193
4 MVA (ONAF)33±2x1.5%/22.9 kV
1TP3034Dyn5
ALIM A1047 (47)
ALIM A1048 (48)
10/10/7.5 MVA60/22.9/10 kV
YNynd11
0.8 MVA (ONAN)33±2x2.5%/10 kV
1TP3020Dyn5
5 MVA (ONAF)33±2x2.5%/22.9 kV
1TP3019Dyn5
SE ZORRITOSP110
L-1
28
2.5 MVA (ONAF)33±3x1.5%/10 kV
1TP3027Dyn5
SE LA CRUZP113
0.8 MVA (ONAN)33±2x1.22%/10 kV
1TP3024Yd11
13 MVA (ONAF)33±3x1.5%/10.5 kV
1TP3029Dyn5
220/60/10 kV65/65/12 MVA
220 kV
L-129
AAAC - 95 mm²
L-129
AAAC - 95 mm²
L-129
AAAC - 95 mm²
L-1
29
AA
AC
- 9
5 m
m²
L-1
29
AA
AC
- 9
5 m
m²
(52)
33 kV
22.9 kV
ALIM A1301 (55)
Órganos
60 kV
SETALARA
(loma de viento)
22.9 kV
10 kV
10 kV
60 kV
10 kV33 kV
10 kV33 kV
Desconexión de la SET Charán por inundaciones a
consecuencia de Fenómeno del Niño (Tormenta eléctrica)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 98
‐ 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%.
Figura Nº 95
Interrupción por componente a nivel de transmisión
5.3.6.4 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
A continuación se presentan las alternativas de solución para los sistemas eléctricos
críticos de Corrales y Zorritos.
Alternativas a corto plazo
‐ 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.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 99
Figura Nº 96
Alternativas de solución a corto plazo
Alternativas a mediano y largo plazo
PIT 2013‐2017
‐ 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.
PIT 2017‐2021
‐ 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 COES 2017‐2026
‐ Proyecto Enlace 220 kV Pariñas ‐ Tumbes, subestaciones, líneas y ampliaciones
asociadas (segunda terna), sustentado bajo el criterio N‐1 de la Norma.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 100
Figura Nº 97
Alternativas de solución a largo plazo
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 101
5.3.7 EMPRESA ELÉCTRICA DE SEAL
La empresa de distribución eléctrica SEAL, cuenta con un área de 6,528.94 km2 con 402
507 clientes al tercer trimestre 2016. Actualmente cubre el suministro eléctrico a la región
Arequipa.
Figura Nº 98
Área de concesión de la empresa Seal
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 ocho sistemas eléctricos críticos, pertenecientes a la
empresa de Seal, los cuales son: Bella Unión‐Chala, Camaná, Caravelí, Chuquibamba,
Islay, Majes‐Sihuas, Ocoña y Valle de Majes.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 102
Figura Nº 99
Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de SEAL
* 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 Ocoña,
Chuquibamba, Caravelí y Valle de Majes, presentaron mayor número de interrupciones
con un SAIFI en instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable
de 8.9, 9, 11 y 7 veces promedio respectivamente. Así mismo, los sistemas de Ocoña,
Chuquibamba, Camaná y Caravelí, presentaron mayor duración de interrupciones con un
SAIDI en instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 35.2,
29.8, 27.5 y 24.5 horas promedio respectivamente. A continuación se presentará la
evaluación de la calidad de suministro eléctrico de los sistemas de Ocoña, Majes‐Sihuas,
Chuquibamba y Camaná.
5.3.7.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO OCOÑA
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 Ocoña, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y
SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 33% y aumentando en
11% respectivamente desde el año 2015 al 2016.
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0
SAIDI
SAIFI
SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Seal 2017
Promedio SAIFI: 6.33Promedio SA
IDI: 1
9.73
Ocoña
Camaná
Valle de Majes
Chuquibamba
Caravelí
Majes‐Sihuas
Bella Unión‐Chala
Islay
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 103
Cuadro Nº 59
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 7.2 12.3 13.3 31.8 8.9 35.2
Límite 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2.0
Excedencia 413% 515% 850% 1491% 536% 1662%
Figura Nº 100
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 536% y 1662% 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 Ocoña durante el año 2016.
Cuadro Nº 60
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 64.3 88% 126.3 78%
Transmisión 8.9 12% 35.2 22%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 73.2 100% 161.6 100%
Figura Nº 101
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 104
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 8 veces promedio y 35 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 bajo nivel de aislamiento, desconectando la línea L‐
1032 (SE Majes – SE Camaná).
Cuadro Nº 61
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Bajo nivel de aislamiento 4236 1.00 17.14
Otros ‐ Propio 4200 4 8.15
Caída conductor red 3953 0.97 4.76
Descargas atmosféricas 4192 0.94 3.79
Corte de emergencia 4236 2.00 1.39
Total 8.9 35.2
Figura Nº 102 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
La causa de interrupción bajo nivel de aislamiento presentó un SAIFI de 1 y un SAIDI
de 17.14, con un 11% y 49% de incidencia en las instalaciones de transmisión
respectivamente.
d. Interrupciones Ocoña
A continuación se presentan a las interrupciones eléctricas suscitadas dentro de la
concesión del sistema eléctrico de Ocoña en las instalaciones de transmisión y de
naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 105
Figura Nº 103 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por bajo nivel
de aislamiento, otros propio, caída conductor de red, descargas atmosféricas y corte
de emergencia, produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por bajo nivel de aislamiento: Línea L1032 (Majes‐Camaná).
‐ Causa por otros propio: Línea L1031 (Repartición‐Majes) y SET 45 (Ocoña).
‐ Causa por caída de conductor de red: SET 4005 (Jahuay).
‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L1031 (Repartición‐Majes).
‐ Causa por corte de emergencia: SET 45 (Ocoña).
5.3.7.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO MAJES‐SIHUAS
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 Majes‐Sihuas, observándose que en los últimos dos (2) años, el
SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 202% y 1281%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
22.9 kV138 kV
138 kV
SE CAMANÁ9.1/4.2/7.5 MVA (ONAN)
12.05/5.6/10.05 MVA (ONAF)
13.74 km
49 kmL−1032
10 kV
T40-121YNyn0-YNd5
89.3
−10T40−121
52−10T40−
121
L−4
005
JAHUAY
L−4
002
El C
ardo
L−4
003
9 de N
oviembre
SE MAJES89.3−10T95−161
52−10T95−161
89.3−06T95−161
22.9 kV
L−9503El Eje
L−1031
138 kV
L−102923 km
22.9 kV
9503
Pita
y
95031
Pionero
95032
Pionero
95033
Fab. L
ayve
10 kV
SE REPARTICION89
.1−L
−103
1
52−
L−103
1
89.3
−L−103
1
89.1−10T
26−121
52−
10T26
−121
89.1−03T26−121
138 kV
CH LAJOYA
L−103412 km
G−1,22X5.6 MW
10 kV
A MOLLENDOL−103064 km
89.3−L−1032
L−4
004
Costa
nera
L−1036
56.09 km
7/7/2 MVA (ONAN)9/9/2.6 MVA (ONAF)
T26-121YNyn0d5
20/10/12/4 MVA (ONAN)25/12.5/15/5 MVA (ONAF)
T95-161YN0yn0yn0d5
132±13x0.884%/22.9/10kV
138±13x1%/60/22.9/10kV
132±13x1%/22.9/10kV
AAAC 3x240mm2
AAAC 3x185mm2 AAAC 3x185mm2
A SOCABAYAL−102310 km
L−102410 km
L−102810 km
A SOCABAYA
A CERROVERDE
L−10355.2 km
CS
REPARTICIÓN CSMAJES
52−0
3T95−161
CAMAN (SE−40)
MAJES (SE−95)
L−9504Santa Rita
REPAR (SE−26)
10/0.4 kV50 kVA
TSA−4
0
SA−4
0
20 MVA
20 MVA
6 MVA
4501Ocoña
proyectadoser ocoña
1 MVA
5001Caraveli
5002Chuñuño
0.85 MVA
10 kV
33 kV
ser cara
veli
Carg
a
33 kV
10 kV
L−4
001
San G
regorio
FUTURO OCOÑA,CARAVELI
SE JAHUAY
SE OCOÑA
SE CARAVELI
L−9502El Pedregal
L−9501La Colina
SE PIONERO33 kV
20 MW
20 MW
Desconexión de la línea L1032 por bajo nivel de aislamiento.
Desconexión de la línea L1031 por otros propio y descargas
atmosféricas.
Desconexión de la SET Ocoña por corte de emergencia y
otros propio.
Desconexión de la SET Jahuay por caída conductor de red.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 106
Cuadro Nº 62
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 1.0 0.3 1.0 0.7 3.0 10.3
Límite 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2.0
Excedencia ‐30% ‐83% ‐29% ‐63% 114% 415%
Figura Nº 104
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 114% y 415% 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 Majes‐Sihuas durante el año 2016.
Cuadro Nº 63
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 15.7 84% 26.3 72%
Transmisión 3.0 16% 10.3 28%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 18.7 100% 36.6 100%
Figura Nº 105
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 107
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 3 veces promedio y 10 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 otros propios, desconectando la línea L‐1031 (SE
Repartición – SE Majes).
Cuadro Nº 64
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Otros ‐ Propio 14868 2.00 7.17
Fuertes vientos 14750 1 3.12
Total 3.0 10.3
Figura Nº 106 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
La causa de interrupción otros propios presentó un SAIFI de 2 y un SAIDI 7.17, con un
67% y 70% 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 Majes Sihuas en las instalaciones de transmisión y
de naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 108
Figura Nº 107 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por otros
propio y fuertes vientos, produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por otros propio: Línea 1031 (Repartición‐Majes).
‐ Causa por fuertes vientos: Línea 1031 (Repartición‐Majes).
5.3.7.3 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO CHUQUIBAMBA
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
138 kV
SE CAMANÁ
13.74 km
49 kmL−1032
60 kV
22.9 kV
60 kV
92.84 km
L−6550
SE MAJES
22.9/0.46 kV5 kVA
89.3−10T95−161
52−10T95−161
89.3−06T95−161
52−06T95−161
89.1−06T95−161
89.1−L−6550
89.3−L−6550
89.3−06T60−62
89.1−03T60−62
TSA−16
SA−16
L−6
004
Iray
L−6
003
Pampa
colca
L−6
002
Ispaca
s
L−6
005
Chuq
uibamba
89.3−L−6550
13.2 kV
13.2/0.23 kV5 kVA
89.1−06T15−61
TSA−15
SA−15
L−8
101Corire A
plao
L−8
102
Pun
ta C
olorada
−
22.9 kV
L−9503El Eje
L−1031
138 kV
L−102923 km
22.9 kV
9503
Pita
y
95031
Pionero
95032
Pionero
95033
Fab. L
ayve
10 kV
SE REPARTICION
89.1−L
−1031
52−L
−1031
89.3
−L−1031
89.1−10T26−121
52−10T26−121
89.1−03T26−121
138 kV
CH LAJOYA
L−103412 km
G−1,22X5.6 MW
10 kV
A MOLLENDOL−103064 km
89.3−L−10327/7/2 MVA (ONAN)
9/9/2.6 MVA (ONAF)
T26-121YNyn0d5
20/10/12/4 MVA (ONAN)25/12.5/15/5 MVA (ONAF)
T95-161YN0yn0yn0d5
SE CORIRE4 MVA (ONAN)
T15-61Dyn5
SE CHUQUIBAMBA4 MVA (ONAN)
T60-62Dyn5
132±13x0.884%/22.9/10kV
138±13x1%/60/22.9/10kV
60±2x2.5%/13.2kV
60/23±10x1%
AAAC 3x240mm2
AAAC 3x185mm2
AAAC 3x120mm2
A SOCABAYAL−102310 km
L−102410 km
L−102810 km
A SOCABAYA
A CERROVERDE
L−10355.2 km
CS
REPARTICIÓN
Tora
n
52−0
3T95−161
89.1−01T15−61
MAJES (SE−95)
L−9504Santa Rita
(SE−15)
CHUQUI (SE−60)
REPAR (SE−26)
20 MVA
L−9502El Pedregal
L−9501La Colina
SE PIONERO
20 MW
Desconexión de la línea L1031 por fuertes vientos y otros
propio.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 109
sistema eléctrico de Chuquibamba, observándose que en los últimos dos (2) años, el
SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 199% y 1257%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 65
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 1.0 1.8 3.0 2.2 9.0 29.8
Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0
Excedencia ‐50% ‐55% 51% ‐45% 351% 645%
Figura Nº 108
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 351% y 645% 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 Chuquibamba durante el año 2016.
Cuadro Nº 66
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 4.2 32% 16.4 35%
Transmisión 9.0 68% 29.8 65%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Total 13.3 100% 46.2 100%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 110
Figura Nº 109
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 9 veces promedio y 29 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 otros propios, desconectando la línea L‐1031 (SE
Repartición – SE Majes).
Cuadro Nº 67
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Figura Nº 110 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Otros ‐ Propio 6336 1.00 8.77
Bajo nivel de aislamiento 6336 2.00 7.51
Falla equipo 6336 2 6.04
Fuertes vientos 6345 1.01 4.66
Corte de emergencia 6303 3.00 2.82
Total 9.0 29.8
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 111
La causa de interrupción Otros‐propio presentó un SAIFI de 1 y un SAIDI de 8.77, con
un 11% y 29% 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 Chuquibamba en las instalaciones de transmisión y
de naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 111 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por otros
propio, bajo nivel de aislamiento, falla equipo, fuertes vientos y corte de emergencia
produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:
‐ Causa por otros propio: Línea 1031 (Repartición‐Majes).
‐ Causa por bajo nivel de aislamiento: Línea 6050 (Majes‐Chuquibamba) y SET 60
(SE Chuquibamba).
‐ Causa por falla equipo: Línea L6550 (Majes‐Chuquibamba) y SET 60 (SE
Chuquibamba).
‐ Causa por fuertes vientos: Línea 1031 (Repartición‐Majes).
‐ Causa por corte de emergencia: Línea L6550 (Majes‐Chuquibamba).
138 kV
SE CAMANÁ
13.74 km
49 kmL−1032
60 kV
22.9 kV
60 kV
92.84 km
L−6550
SE MAJES
22.9/0.46 kV5 kVA
89.3−10T95−161
52−10T95−161
89.3−06T95−161
52−06T95−161
89.1−06T95−161
89.1−L−6550
89.3−L−6550
89.3−06T60−62
89.1−03T60−62
TSA−16
SA−16
L−6
004
Iray
L−6
003
Pampa
colca
L−6
002
Ispaca
s
L−6
005
Chuquiba
mba
89.3−L−6550
13.2 kV
13.2/0.23 kV5 kVA
89.1−06T15−61
TSA−15
SA−15
L−8
101
Corire A
plao
L−8
102
Pun
ta C
olorada
−
22.9 kV
L−9503El Eje
L−1031
138 kV
L−102923 km
22.9 kV
9503
Pita
y
95031
Pionero
95032
Pionero
95033
Fab. L
ayve
10 kV
SE REPARTICION
89.1−L
−1031
52−L
−103
1
89.3
−L−103
1
89.1−10T26−121
52−10T26−121
89.1−03T26−121
138 kV
CH LAJOYA
L−103412 km
G−1,22X5.6 MW
10 kV
A MOLLENDOL−103064 km
89.3−L−10327/7/2 MVA (ONAN)
9/9/2.6 MVA (ONAF)
T26-121YNyn0d5
20/10/12/4 MVA (ONAN)25/12.5/15/5 MVA (ONAF)
T95-161YN0yn0yn0d5
SE CORIRE4 MVA (ONAN)
T15-61Dyn5
SE CHUQUIBAMBA4 MVA (ONAN)
T60-62Dyn5
132±13x0.884%/22.9/10kV
138±13x1%/60/22.9/10kV
60±2x2.5%/13.2kV
60/23±10x1%
AAAC 3x240mm2
AAAC 3x185mm2
AAAC 3x120mm2
A SOCABAYAL−102310 km
L−102410 km
L−102810 km
A SOCABAYA
A CERROVERDE
L−10355.2 km
CS
REPARTICIÓN
Tora
n
52−0
3T95−161
89.1−01T15−61
MAJES (SE−95)
L−9504Santa Rita
(SE−15)
CHUQUI (SE−60)
REPAR (SE−26)
20 MVA
L−9502El Pedregal
L−9501La Colina
SE PIONERO
20 MW
Desconexión de la línea L1031 por otros propio y fuertes
vientos.
Desconexión de la línea L6550 por bajo nivel de aislamiento,
falla equipo y corte de emergencia
Desconexión de la SET Chuquibamba por bajo nivel de
aislamiento y falla equipo.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 112
5.3.7.4 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO CAMANÁ
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 Camaná, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y
SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 299% y 3493%
respectivamente desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 68
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
Transmisión 1.0 1.5 1.0 0.8 4.0 27.5
Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
Excedencia 25% 25% 25% ‐36% 398% 2194%
Figura Nº 112
Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.
Para el año 2016, se observa una excedencia del 398% y 2194% 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 Camaná durante el año 2016.
Cuadro Nº 69
SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Distribución 11.6 74% 11.6 30%
Transmisión 4.0 26% 27.5 70%
Generación 0.0 0% 0.0 0%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 113
Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)
Total 15.6 100% 39.1 100%
Figura Nº 113
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 4 veces promedio y 27 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 bajo nivel de aislamiento, desconectando la línea L‐
1032 (SE Majes – SE Camaná).
Cuadro Nº 70
SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.
Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI
Bajo nivel de aislamiento 17728 1.00 17.13
Otros ‐ Propio 17706 1.99 7.18
Fuertes vientos 17531 1 3.22
Total 4.0 27.5
Figura Nº 114 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 114
La causa de interrupción bajo nivel de aislamiento presentó un SAIFI de 1 y un SAIDI
de 17.13, con un 25% y 62% 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 Camaná en las instalaciones de transmisión y de
naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).
Figura Nº 115 Interrupción por componente
Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por bajo nivel
de aislamiento, otros propio y fuertes vientos, produjeron desconexión de las
siguientes instalaciones:
‐ Causa por bajo nivel de aislamiento: Línea 1032 (Majes‐Camaná).
‐ Causa por otros propio: Línea 1031 (Repartición‐Majes).
‐ Causa por fuertes vientos: Línea 1031 (Repartición‐Majes).
5.3.7.5 PROBLEMÁTICA DE INTERRUPCIONES
A continuación se presentan las interrupciones por componentes en los sistemas
eléctricos de Ocoña, Majes Sihuas, Chuquibamba y Camaná suscitados durante el año
2016 en las instalaciones de transmisión de la concesionaria de Seal 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.
22.9 kV
L−9503El Eje
L−1031
138 kV
L−102923 km
22.9 kV
9503
Pita
y
52−0
3T95−161
138 kV
CH LAJOYA
L−103412 km
G−1,22X5.6 MW
10 kV
A MOLLENDOL−103064 km
89.3−L−1032
L−4
004
Costa
nera
L−1036
56.09 km
7/7/2 MVA (ONAN)9/9/2.6 MVA (ONAF)
T26-121YNyn0d5
20/10/12/4 MVA (ONAN)25/12.5/15/5 MVA (ONAF)
T95-161YN0yn0yn0d5
132±13x0.884%/22.9/10kV
138±13x1%/60/22.9/10kV
132±13x1%/22.9/10kV
AAAC 3x240mm2
AAAC 3x185mm2 AAAC 3x185mm2
A SOCABAYAL−102310 km
L−102410 km
L−102810 km
A SOCABAYA
A CERROVERDE
L−10355.2 km
CS
REPARTICIÓN CSMAJES
95031
Pion
ero
95032
Pionero
95033
Fab. L
ayve
10 kV
SE REPARTICION
89.1−L
−103
1
52−
L−103
1
89.3
−L−103
1
89.1−10T
26−121
52−
10T26−121
89.1−03T26−121
CAMAN (SE−40)
MAJES (SE−95)
L−9504Santa Rita
REPAR (SE−26)
22.9 kV138 kV
138 kV
SE CAMANÁ9.1/4.2/7.5 MVA (ONAN)
12.05/5.6/10.05 MVA (ONAF)
13.74 km
49 kmL−1032
10 kV
T40-121YNyn0-YNd5
89.3
−10T40−121
52−10T40−121
L−4
005
JAHUAY
L−4
002
El C
ardo
L−4
003
9 de N
oviembre
SE MAJES89.3−10T95−161
52−10T95−161
89.3−06T95−161
20 MVA
20 MVA
6 MVA
4501Ocoña
proyectadoser ocoña
1 MVA
5001Caraveli
5002Chuñuño
0.85 MVA
10 kV
33 kV
ser cara
veli
Carg
a
33 kV
10 kV
L−4
001
San G
regorio
FUTURO OCOÑA,CARAVELI
SE JAHUAY
SE OCOÑA
SE CARAVELI
L−9502El Pedregal
L−9501La Colina
SE PIONERO33 kV
20 MW
20 MW10/0.4 kV50 kVA
TSA−4
0
SA−4
0
Desconexión de la línea L1031 por otros propio y fuertes
vientos.Desconexión de la línea L1031 por bajo nivel de aislamiento.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 115
Las principales interrupciones que afectaron el suministro eléctrico a los sistemas de
Ocoña, Majes Sihuas, Chuquibamba y Camaná durante el año 2016, fueron los siguientes:
Interrupciones eléctricas con fallas gestionables (Seal)
‐ Interrupciones por bajo nivel de aislamiento, otros propio, caída conductor de red,
descargas atmosféricas y corte de emergencia en las instalaciones eléctricas de
Ocoña.
‐ Interrupciones por otros propio y fuertes vientos en las instalaciones eléctricas de
Majes Sihuas.
‐ Interrupciones por otros propios, bajo nivel de aislamiento, falla equipo, fuertes
vientos y corte de emergencia en las instalaciones eléctricas de Chuquibamba.
‐ Interrupciones por bajo nivel de aislamiento, otros propio y fuertes vientos en las
instalaciones eléctricas de Camaná.
Otras interrupciones eléctricas determinados en sistemas de transmisión críticos 2017
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%.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 116
Figura Nº 116
Interrupción por componente a nivel de transmisión
5.3.7.6 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
A continuación se presentan las alternativas de solución para los sistemas eléctricos
críticos de Ocoña, Majes Sihuas, Chuquibamba y Camaná.
Alternativas a corto plazo
Plan de mejora 2017 de SEAL
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.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 117
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.
Figura Nº 117
Alternativas de solución a corto plazo
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 118
Alternativas a mediano y largo plazo
PIT 2017‐2021
‐ 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 COES 2013‐2022
‐ Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya.
Figura Nº 118
Alternativas de solución a largo plazo
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 119
5.4 CAUSAS DE INTERRUPCIÓN PREDOMINANTES DE LOS SISTEMAS CRÍTICOS 2017
La principal causa predominante de las interrupciones eléctricas en los sistemas críticos
2017 en las instalaciones de transmisión por fallas gestionables, fueron principalmente
debidas a descargas atmosféricas afectando a 45 sistemas eléctricos, pertenecientes a las
empresas de Electro Dunas, Electro Oriente, Electro Puno, Electro Sur Este, Electrocentro
e Hidrandina. Otras causas predominantes que también afectaron la calidad de suministro
eléctrico fueron por bajo nivel de aislamiento y falla de equipo afectando a 17 sistemas
eléctricos cuyas empresas son Electro Oriente, Electrocentro, Hidrandina y SEAL. En el
siguiente cuadro se muestra las causas predominantes que afectaron a los sistemas
críticos 2017.
Cuadro Nº 71
Causas predominantes de los sistemas críticos 2017
Causas predominantes 2017 Número de sistemas eléctricos críticos
Descargas atmosféricas 45
Falla de equipo 9
Bajo nivel de aislamiento 8
Caída conductor de red 5
Fuertes vientos 2
Inundaciones 2
Fenómenos naturales 2
Ajuste inadecuado de protecciones 1
Otras causas 1
Total 75
Figura Nº 119
Escala de las causas predominantes de los sistemas eléctricos críticos 2017
5.5 EVOLUCIÓN DEL SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017 PARA LOS AÑO 2015‐2016
En la siguiente figura se muestra la evolución de los indicadores de la calidad del
suministro SAIFI y SAIDI desde el 2015 al 2016, correspondientes a 30 sistemas eléctricos
críticos 2017. Se seleccionaron a estos sistemas por mayor incidencia de SAIFI y SAIDI de
transmisión.
45
9 85
2 2 2 1 1
05101520253035404550
Descargasatmosféricas
Falla deequipo
Bajo nivel deaislamiento
Caídaconductor de
red
Fuertesvientos
Inundaciones Fenómenosnaturales
Ajusteinadecuado
deprotecciones
Otras causas
Número de sistemas eléctricos críticos con causas de interrupción predominantes
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 120
De la figura se observa que en los últimos dos (2) años, el SAIFI con incidencia en
transmisión ha tenido un comportamiento variable disminuyendo para los sistemas de
Huari (39%), Cangallo Llusita (12%), Pomabamba (38%), Mazuko (16%), Ayacucho (18%),
Caravelí (29%), Ayacucho Rural (36%), Valle Sagrado 2 (28%), Pozuzo (20%), Valle Mantaro
1 (0.2%), Yurimaguas (26%) y Ocoña (33%).
Figura Nº 120
Evolución SAIFI* desde el año 2015 al 2016.
* SAIFI de transmisión de 2016 de naturaleza no programada con responsabilidad propia y fenómenos naturales.
Desde el año 2015 al 2016, se tiene que el SAIDI de transmisión ha tenido un
comportamiento variable disminuyendo para los sistemas de Puerto Maldonado Rural
(81%), Puerto Maldonado (81%), Chacapuente (71%), Huari (49%), Caravelí (61%), Valle
Mantaro 4 (45%) y Quiruvilca (83%).
Figura Nº 121
Evolución SAIDI* desde el año 2015 al 2016.
* SAIDI de transmisión de 2016 de naturaleza no programada con responsabilidad propia y fenómenos naturales.
0
5
10
15
20
25
30
35
Evolución de SAIFI 2015 ‐ 2016 de los sistemas eléctricos críticos
2015 TRANS
2016 TRANS30%
750%
41%3%
2100%4%
1206%
‐39%
‐12%
220%91%
135%
‐38%
‐16%
160%330%
33% 319%
‐18% ‐29%
‐36%
‐28%‐20%
37%‐0.2%
18%12%
‐26%
199%
‐33%
0
10
20
30
40
50
60
70
Evolución de SAIDI 2015 ‐ 2016 de los sistemas eléctricos críticos
2015 TRANS
2016 TRANS
11% 185%1257%
3491%327%
‐61%
1652%
28%
1660%228%
1610%1616%
98% 1% 302%460%
48%1283%
‐45%‐49%
‐71%
‐81%
711% 732%
‐81%
4% 164%
‐83%
82%1386%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 121
Se concluye que de los 75 sistemas eléctricos críticos con incidencia en transmisión 2017,
33 sistemas disminuyeron en 31% promedio su indicador SAIFI de 10 a 7 veces desde el
año 2015 al 2016. Así mismo, 28 sistemas disminuyeron en 51% promedio su indicador
SAIDI de 18 a 5 horas desde el año 2015 al 2016.
Cuadro Nº 72
Evolución de SAIFI y SAIDI de transmisión de los sistemas críticos 2017 – Años 2015 y 2016.
N° Empresa Sistema Eléctrico Sector Típico
Año 2015 Año 2016* SAIFI
(%)
Año 2015 Año 2016*
SAIDI (%)
SAIFI Transm SAIFI Transm SAIDI Transm
SAIDI Transm
1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) 3 0.0 3.0 300% 0.0 1.5 150%
2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) 4 0.0 5.0 500% 0.0 1.0 100%
3 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 2 1.0 3.6 271% 0.4 6.9 1598%
4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 5 1.0 4.2 325% 0.9 15.7 1616%
5 Electro Oriente SE2233 (Gera) 4 12.9 6.0 ‐54% 3.4 0.9 ‐74%
6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 3 8.4 4.1 ‐51% 1.8 1.3 ‐29%
7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 4 16.5 7.5 ‐55% 7.0 3.2 ‐54%
8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 4 3.7 4.4 20% 15.7 20.1 28%
9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 2 4.2 3.0 ‐29% 2.4 0.6 ‐75%
10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 4 3.0 3.0 2% 0.9 1.1 17%
11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 3 12.7 9.4 ‐26% 2.8 1.9 ‐33%
12 Electro Puno SE0028 (Antauta) 4 2.7 22.6 750% 12.0 34.2 185%
13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) 3 1.2 8.3 594% 0.5 3.4 539%
14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 6 1.7 2.3 36% 1.4 1.5 10%
15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 4 3.9 3.0 ‐23% 2.1 11.7 460%
16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 6 7.7 14.8 91% 32.2 9.2 ‐71%
17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 5 0.0 21.0 2100% 0.0 6.7 670%
18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 6 7.2 9.9 37% 4.1 2.0 ‐51%
19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 5 20.0 20.8 4% 6.9 7.2 4%
20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 3 1.6 20.7 1206% 0.5 7.1 1386%
21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 2 8.3 9.8 18% 29.1 4.3 ‐85%
22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) 5 8.8 9.8 12% 94.6 4.4 ‐95%
23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3 15.4 12.9 ‐16% 4.3 4.6 6%
24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 2 18.2 23.6 30% 38.4 7.4 ‐81%
25 Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural)
4 21.4 22.1 3% 43.4 8.3 ‐81%
26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 3 4.9 15.7 220% 4.0 4.9 22%
27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 6 6.0 14.1 135% 4.8 4.7 ‐2%
28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 4 3.5 5.0 45% 1.0 1.6 62%
29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 5 14.4 10.4 ‐28% 13.7 3.9 ‐72%
30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 2 14.2 11.7 ‐18% 3.2 12.9 302%
31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 5 17.1 10.9 ‐36% 5.9 25.0 327%
32 Electrocentro SE0068 (Cangallo‐Llusita) 5 19.8 17.4 ‐12% 4.5 6.1 36%
33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo‐Satipo) 4 4.6 3.7 ‐19% 3.1 1.2 ‐62%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 122
N° Empresa Sistema Eléctrico Sector Típico
Año 2015 Año 2016* SAIFI
(%)
Año 2015 Año 2016*
SAIDI (%)
SAIFI Transm SAIFI Transm SAIDI Transm
SAIDI Transm
34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 3 2.9 12.3 319% 2.3 4.5 98%
35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 6 2.9 12.5 330% 2.2 4.7 114%
36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 5 3.1 5.0 62% 5.7 1.8 ‐69%
37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 3 4.7 4.7 ‐1% 2.5 1.7 ‐33%
38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4 12.7 10.1 ‐20% 8.2 1.8 ‐78%
39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) 3 15.9 22.4 41% 48.7 5.6 ‐89%
40 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) 4 9.9 9.9 ‐0.2% 7.3 10.9 48%
41 Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2) 4 5.6 7.7 37% 3.9 7.0 82%
42 Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3) 4 0.0 2.0 200% 0.0 5.6 560%
43 Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) 5 10.3 8.7 ‐16% 18.4 10.1 ‐45%
44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) 3 0.9 0.9 ‐3% 0.9 7.7 711%
45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 2 0.0 2.5 250% 0.0 0.4 40%
46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3 0.9 0.9 3% 0.9 7.5 732%
47 Electrosur SE0115 (Tarata) 5 2.3 2.1 ‐10% 5.0 16.4 228%
48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 3 7.9 4.9 ‐38% 1.1 1.2 13%
49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 2 0.0 1.9 190% 0.0 0.8 80%
50 Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad)
6 0.1 3.0 4770% 0.0 2.5 250%
51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 6 6.4 5.0 ‐22% 9.8 1.8 ‐82%
52 Hidrandina SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz)
3 1.0 2.9 195% 0.2 0.6 160%
53 Hidrandina SE1119 (Casma) 2 0.0 7.6 760% 0.0 16.1 1610%
54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 4 0.0 7.9 790% 0.0 16.6 1660%
55 Hidrandina SE0128 (Celendín) 5 6.1 2.9 ‐53% 1.1 1.0 ‐13%
56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 2 6.7 3.9 ‐42% 1.0 0.6 ‐38%
57 Hidrandina SE0126 (Huari) 5 29.2 17.7 ‐39% 19.9 10.1 ‐49%
58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) 2 4.9 1.1 ‐77% 8.4 6.4 ‐24%
59 Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida) 4 5.3 3.1 ‐41% 2.7 7.2 164%
60 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 2 4.4 4.2 ‐5% 1.9 6.0 219%
61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 6 22.4 13.8 ‐38% 13.5 13.6 1%
62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 3 9.3 12.4 33% 40.5 7.0 ‐83%
63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) 6 7.9 3.9 ‐51% 3.9 4.0 4%
64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 4 7.3 3.0 ‐59% 54.3 1.4 ‐97%
65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 4 4.9 12.8 160% 1.1 4.4 290%
66 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad) 3 3.6 3.0 ‐18% 1.4 2.8 105%
67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 4 9.7 4.8 ‐51% 7.2 14.2 98%
68 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 4 4.5 5.0 10% 7.6 2.4 ‐69%
69 Seal SE0138 (Camaná) 3 1.0 4.0 300% 0.8 27.5 3491%
70 Seal SE0145 (Caravelí) 4 15.6 11.0 ‐29% 62.5 24.5 ‐61%
71 Seal SE0141 (Chuquibamba) 5 3.0 9.0 199% 2.2 29.8 1257%
72 Seal SE0249 (Islay) 3 2.2 2.7 20% 2.3 6.8 202%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 123
N° Empresa Sistema Eléctrico Sector Típico
Año 2015 Año 2016* SAIFI
(%)
Año 2015 Año 2016*
SAIDI (%)
SAIFI Transm SAIFI Transm SAIDI Transm
SAIDI Transm
73 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 4 1.0 3.0 202% 0.7 10.3 1283%
74 Seal SE0144 (Ocoña) 4 13.3 8.9 ‐33% 31.8 35.2 11%
75 Seal SE0252 (Valle de Majes) 4 2.0 7.0 250% 1.2 21.3 1652%
* SAIFI y SAIDI de transmisión de 2016 de naturaleza no programada con responsabilidad propia y fenómenos naturales.
Nota: En el anexo N°2 se presentan los cuadros resumen de las principales problemáticas
y alternativas de solución de corto plazo, mediano (PIT 2013‐2017, PIT 2017‐2021) y largo
plazo (Plan de Transmisión COES) para los 75 sistemas críticos con alta incidencia en
transmisión 2017.
6. MÓDULO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS DE TRANSMISIÓN 2017
El módulo de sistemas eléctricos críticos de transmisión, “registro de plan de acción a
ejecutar por la empresa concesionaria” del sistema Extranet – Portal Integrado, plantea el
control de la información, con carácter de declaración jurada, sobre las problemáticas y
sus respectivos planes de acción reportadas por las empresas distribuidoras para cada
sistema eléctrico crítico. La supervisión de Osinergmin, por medio de este módulo, se
realiza mediante el monitoreo de supervisión trimestral en el cual se evalúa el porcentaje
de avance de los planes de acción, verificando el cumplimiento de las empresas, así como
la efectividad de las actividades realizadas.
Para el año 2017, la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, viene
realizando cambios en el módulo de sistemas críticos de transmisión, debido a los nuevos
criterios utilizados para la determinación de los sistemas críticos los cuales consideran a
los indicadores SAIFI y SAIDI que presentaron interrupciones con naturaleza no
programada (fallas) y por responsabilidad propia y fenómenos naturales.
Indicadores que aumentaron en SAIFI y/o SAIDI Indicadores que disminuyeron en SAIFI y/o SAIDI
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 124
Figura Nº 122 Proceso para la determinación y carga de los sistemas críticos de transmisión al Módulo SCRITICOS
7. METAS SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017‐2021
La División de Supervisión de Electricidad (DSE) de Osinergmin, consideró fijar metas de
indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables desde el año 2017 al 2021
para los 75 sistemas eléctricos críticos 2017. Esto con el fin de mantener las tendencias
hacia la mejora de la calidad de suministro eléctrico para los próximos años. Para la
determinación de las metas se empleó la siguiente metodología.
Metas para los años 2017 ‐ 2021.
Los indicadores de SAIFI y SAIDI de los sistemas críticos 2017 que no superen las
tolerancias de transmisión deben mantener sus indicadores SAIFI y SAIDI de
transmisión dentro de sus tolerancias.
Aquellos indicadores que superan las tolerancias serán multiplicados por un “factor
meta”, los cuales serán calculados tomando en cuenta las condiciones de exceso de
las tolerancias y de las años de POC de los planes de mejora (PIT 2013‐2017, PIT
INICIO
Consolidación de información
Extranet: SITRAE‐P091GFEIT‐P074
En base
Reporte
Monitoreo de TFL, TFC, INDISL e INDISE de las
instalaciones eléctricas de transmisión
Instalaciones en alerta: Líneas congestionadas y
transformadores sobrecargados
Sistemas de Transmisión con instalaciones de transmisión críticos
Determinación
Evaluación P. N°091
Además se considera instalaciones eléctricas que estén a punto de sobrecargarse y/o congestionar y otras por ser radiales altamente críticas.
Empresa Eléctrica
Concesionaria
Sistemas eléctricos que excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en transmisión de naturaleza no programada (fallas) y responsabilidad
propia y Fen. Nat.
Evaluación P. N°074
Sistemas eléctricos críticos de transmisión
2017
Determinación
Sistemas de Transmisión Críticos
2017
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 125
2017‐2021, Plan de transmisión del COES y plan de acción de las concesionarias), de
tal modo que para el año 2021, no se transgredan las tolerancias de SAIFI y SAIDI en
transmisión.
Se espera que mediante la ejecución de los planes de acción de las empresas
distribuidoras y las acciones de supervisión de campo y monitoreo de interrupciones en
los sistemas críticos de transmisión por parte de Osinergmin, se cumplan con las metas
establecidas para los años 2017 al 2021.
Cuadro Nº 73
Metas de indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión 2017‐2021
N° Empresa Sistema Eléctrico ST
Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables 2017 ‐ 2021
Meta 2017 Meta 2018 Meta 2019 Meta 2020 Meta 2021
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) 3 2.5 1.4 1.9 1.3 1.4 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) 4 4.1 1.2 3.2 1.5 2.3 1.7 1.4 2.0 1.4 2
3 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 2 3.0 5.7 2.4 4.5 1.8 3.3 1.2 2.1 0.6 0.9
4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 5 3.8 13.3 3.3 11.0 2.9 8.7 2.4 6.3 2 4
5 Electro Oriente SE2233 (Gera) 4 4.5 2 2.9 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2
6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 3 3.0 1.3 1.9 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 4 5.5 2.8 3.4 2.4 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2
8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 4 3.6 15.6 2.9 11.1 2.1 6.5 1.4 2.0 1.4 2
9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 2 2.2 0.9 1.4 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 4 2.4 2 1.9 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2
11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 3 6.5 1.6 3.7 1.4 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
12 Electro Puno SE0028 (Antauta) 4 17.3 26.1 12.0 18.1 6.7 10.0 1.4 2.0 1.4 2
13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) 3 5.8 2.7 3.3 1.9 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 6 2.2 4 2.1 4 2.0 4 2.0 4 2 4
15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 4 2.6 9.3 2.2 6.9 1.8 4.4 1.4 2.0 1.4 2
16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 6 12.3 8.1 9.7 7.1 7.1 6.1 4.6 5.0 2 4
17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 5 16.3 6.1 11.5 5.4 6.8 4.7 2.0 4.0 2 4
18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 6 8.4 4 6.8 4 5.2 4 3.6 4 2 4
19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 5 14.5 6.1 8.3 5.1 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 3 14.1 5.2 7.5 3.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 2 6.7 3.2 3.7 2.0 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) 5 7.2 4.3 4.6 4.1 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3 9.9 3.7 6.9 2.9 3.8 2.0 0.8 1.2 0.8 1.2
24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 2 16.0 5.2 8.3 3.1 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
25 Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural)
4 15.2 6.2 8.3 4.1 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2
26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 3 10.7 3.7 5.8 2.4 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 6 10.1 4.5 6.0 4.2 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 4 3.8 2 2.6 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2
29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 5 8.7 4 7.0 4 5.3 4 3.7 4 2 4
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 126
N° Empresa Sistema Eléctrico ST
Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables 2017 ‐ 2021
Meta 2017 Meta 2018 Meta 2019 Meta 2020 Meta 2021
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 2 8.0 8.9 4.3 4.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 5 8.0 18.0 5.0 11.0 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
32 Electrocentro SE0068 (Cangallo‐Llusita) 5 12.3 5.4 7.1 4.7 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo‐Satipo) 4 3.1 2 2.6 2 2.0 2 1.4 2 1.4 2
34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 3 8.5 3.4 4.7 2.3 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 6 9.0 4.5 5.5 4.2 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4
36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 5 4.4 4 3.8 4 3.2 4 2.6 4 2 4
37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 3 4.0 1.6 3.2 1.5 2.4 1.4 1.6 1.3 0.8 1.2
38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4 7.9 2 5.7 2 3.6 2 1.4 2 1.4 2
39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) 3 15.2 4.2 8.0 2.7 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
40 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) 4 7.8 8.7 5.7 6.5 3.5 4.2 1.4 2.0 1.4 2
41 Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2) 4 6.1 5.7 4.5 4.5 3.0 3.2 1.4 2.0 1.4 2
42 Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3) 4 1.8 4.7 1.7 3.8 1.5 2.9 1.4 2.0 1.4 2
43 Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) 5 7.0 8.6 5.4 7.0 3.7 5.5 2.0 4.0 2 4
44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) 3 0.9 6.4 0.9 5.1 0.8 3.8 0.8 2.5 0.8 1.2
45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 2 2.2 0.9 1.8 0.9 1.4 0.9 1.0 0.9 0.6 0.9
46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3 0.8 5.4 0.8 3.3 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
47 Electrosur SE0115 (Tarata) 5 2.1 13.9 2.1 11.5 2.1 9.0 2.0 6.5 2 4
48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 3 3.5 1.2 2.2 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 2 1.4 0.9 1.0 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
50 Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad)
6 2.6 4 2.3 4 2.0 4 2.0 4 2 4
51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 6 4.0 4 3.0 4 2.0 4 2.0 4 2 4
52 Hidrandina SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz)
3 2.4 1.2 1.8 1.2 1.3 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
53 Hidrandina SE1119 (Casma) 2 6.2 13.0 4.8 10.0 3.4 7.0 2.0 3.9 0.6 0.9
54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 4 6.6 13.7 5.3 10.8 4.0 7.8 2.7 4.9 1.4 2
55 Hidrandina SE0128 (Celendín) 5 2.6 4 2.3 4 2.0 4 2.0 4 2 4
56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 2 2.8 0.9 1.7 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
57 Hidrandina SE0126 (Huari) 5 14.6 8.9 11.4 7.7 8.3 6.4 5.1 5.2 2 4
58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) 2 0.9 4.5 0.8 2.7 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9
59 Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida) 4 2.7 5.9 2.3 4.6 1.8 3.3 1.4 2.0 1.4 2
60 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 2 3.3 4.7 2.4 3.5 1.5 2.2 0.6 0.9 0.6 0.9
61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 6 11.4 11.7 9.1 9.8 6.7 7.8 4.4 5.9 2 4
62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 3 9.5 5.6 6.6 4.1 3.7 2.7 0.8 1.2 0.8 1.2
63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) 6 3.6 4.0 3.2 4.0 2.8 4.0 2.4 4.0 2 4
64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 4 2.7 2 2.4 2 2.1 2 1.7 2 1.4 2
65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 4 9.9 3.8 7.1 3.2 4.2 2.6 1.4 2.0 1.4 2
66 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad)
3 2.5 2.4 1.9 2.0 1.4 1.6 0.8 1.2 0.8 1.2
67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 4 4.0 11.2 3.1 8.1 2.3 5.1 1.4 2.0 1.4 2
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 127
N° Empresa Sistema Eléctrico ST
Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables 2017 ‐ 2021
Meta 2017 Meta 2018 Meta 2019 Meta 2020 Meta 2021
SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI
68 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 4 4.1 2.3 3.2 2.2 2.3 2.1 1.4 2.0 1.4 2
69 Seal SE0138 (Camaná) 3 3.2 20.9 2.4 14.4 1.6 7.8 0.8 1.2 0.8 1.2
70 Seal SE0145 (Caravelí) 4 8.6 18.9 6.2 13.3 3.8 7.6 1.4 2.0 1.4 2
71 Seal SE0141 (Chuquibamba) 5 7.3 23.4 5.5 16.9 3.8 10.5 2.0 4.0 2 4
72 Seal SE0249 (Islay) 3 2.1 4.9 1.4 3.1 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2
73 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 4 2.6 8.2 2.2 6.1 1.8 4.1 1.4 2.0 1.4 2
74 Seal SE0144 (Ocoña) 4 7.0 26.9 5.2 18.6 3.3 10.3 1.4 2.0 1.4 2
75 Seal SE0252 (Valle de Majes) 4 5.6 16.5 4.2 11.6 2.8 6.8 1.4 2.0 1.4 2
8. ACCIONES DE OSINERGMIN – DSE PARA EL AÑO 2017
8.1. REUNIONES ENTRE FONAFE, CONCESIONARIAS Y OSINERGMIN
El 10 de marzo de 2017 se sostuvo una reunión entre FONAFE, las EEDE6 (Electrocentro,
Electronorte, Electronoroeste, Hidrandina, Electro Sur Este, Electro Puno, Seal, Electrosur,
Electro Oriente y Electro Ucayali) y Osinergmin, donde las EEDE expusieron sus planes de
acción a realizarse en el año 2017 y Osinergmin presentó a los nuevos sistemas eléctricos
críticos de transmisión 2017 y el nuevo Módulo de seguimiento de los planes de acción de
los Sistemas Críticos de Transmisión, así como las Metas SAIFI y SAIDI de transmisión
propuestas para el año 2017 al 2021.
8.2. METODOLOGÍA DE LAS REUNIONES 2017
Desde diciembre de 2013, Osinergmin en coordinación con FONAFE, viene realizando
reuniones técnicas con los directivos y funcionarios de cada una de las EEDE, con el fin de
agilizar los planes de acción a implementar por las EEDE para reducir las interrupciones en
sus sistemas eléctricos críticos.
Para el año 2017, Osinergmin realizará una capacitación del SISTEMA EXTRANET DE
MONITOREO DE PLANES DE ACCIÓN EN SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS DE
TRANSMISIÓN al personal designado por cada concesionaria con el fin de que al final de
cada reunión dicho personal este plenamente familiarizado con el uso del Extranet e inicie
con el llenado de su plan de acción presentado durante la reunión con FONAFE. Dichas
reuniones se realizarán mediante la siguiente metodología:
Presentación de FONAFE (bienvenida y políticas generales).
Presentación de Osinergmin (resultados de evaluación 2016 y diagnóstico de
sistemas críticos 2017).
6 EEDE: Empresas Eléctricas Distribuidoras del Estado
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 128
Presentación de Concesionaria (Plan de acción 2017) para mejorar la calidad de los
sistemas eléctricos críticos.
FONAFE expone los criterios de asignación de los recursos económicos necesarios
para mejorar la calidad del servicio eléctrico en los sistemas críticos.
Osinergmin realiza una revisión del plan y un taller de capacitación sobre el uso del
nuevo módulo de planes de acción de los sistemas eléctricos críticos de transmisión a
los profesionales de la concesionaria y a FONAFE.
Retroalimentación en cada una de las sedes regionales de las EEDE.
Se monitorea constantemente los avances en coordinación con FONAFE.
Cuadro Nº 74
Programa de reuniones 2017 con las EEDE en cada sede regional
Día Fecha Sede Regional
Viernes 07‐abr‐17 Electronorte
Viernes 21‐abr‐17 Hidrandina
Viernes 05‐may‐17 Electronoroeste
Viernes 19‐may‐17 Electrocentro
Viernes 02‐ jun‐17 Seal
Viernes 09‐ jun‐17 Electro Sur Este
Viernes 23‐ jun‐17 Electro Puno
Viernes 07‐ jul‐17 Electrosur
Viernes 14‐ jul‐17 Electro Ucayali
Viernes 21‐ jul‐17 Electro Oriente
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 129
9. CONCLUSIONES
Para el año 2017, se determinaron 37 sistemas de transmisión críticos, conformados
por 59 líneas de transmisión y 28 transformadores de potencia críticos:
o De las 59 líneas de transmisión críticas, 37 excedieron las tolerancias establecidas
tanto de INDISL como del TFL, 7 líneas congestionadas, 10 líneas a punto de
congestionarse, 1 línea tanto por excedencia de la tolerancia de INDISL como a
punto de congestionarse y 4 líneas por formar parte de una radial crítica.
o De los 28 transformadores críticos, 15 excedieron las tolerancias establecidas tanto
de INDISE como del TFC, 2 transformadores sobrecargados, 9 transformadores a
punto de sobrecargarse y 2 transformadores tanto por excedencia de tolerancia
TFC como a punto de sobrecargarse.
Las causas predominantes que provocaron las desconexiones en las instalaciones de
transmisión críticos 2017 fueron principalmente debidas a descargas atmosféricas en
líneas de transmisión y a punto de sobrecargarse en transformadores de potencia.
Para el año 2017, se determinaron 75 sistemas eléctricos críticos, debido a la
excedencia de la tolerancia de SAIFI y SAIDI de transmisión, debidos a fallas suscitadas
en instalaciones de transmisión durante el año 2016 y con naturaleza no programada
gestionable; es decir, con responsabilidad propia y fenómenos naturales.
o De los 75 sistemas eléctricos críticos de transmisión, 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.
o Los sistemas que presentaron mayor número promedio de interrupciones de
transmisión (SAIFI) son: Puerto Maldonado (23.6), Antauta (22.6), San Francisco
(22.4), Puerto Maldonado Rural (22.1), Chumbivilcas (21), Iberia (20.8) e Iñapari
(20.7) y los sistemas que presentaron mayor duración promedio de interrupciones
(SAIDI) a nivel de transmisión fueron Ocoña (35.2), Antauta (34.2), Chuquibamba
(29.8), Camaná (27.5), Ayacucho Rural (25), Caravelí (24.5), Valle de Majes (21.3) y
San Ignacio (20.1).
o La principal causa predominante de las interrupciones eléctricas en los sistemas
críticos, fueron debidas a descargas atmosféricas afectando a 45 sistemas
eléctricos, pertenecientes a las empresas de Electro Dunas, Electro Oriente, Electro
Puno, Electro Sur Este, Electrocentro e Hidrandina.
En relación a la evolución del año 2015 al 2016, de los indicadores SAIFI y SAIDI de
transmisión con fallas gestionables para los 75 sistemas críticos de transmisión, se
tiene que 33 sistemas disminuyeron en 31% su indicador de SAIFI de 10 a 7 veces
promedio. Así mismo, 28 sistemas disminuyeron en 51% su indicador calidad SAIDI de
18 a 5 horas promedio.
Con el fin de mantener las tendencias hacia la mejora de la calidad de suministro
eléctrico se establecieron Metas para el SAIFI y SAIDI de transmisión 2017‐2021 para
los 75 sistemas eléctricos críticos 2017.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 130
El 10 de marzo de 2017 se sostendrá una reunión entre la empresa FONAFE, las EEDE y
Osinergmin, donde las EEDE expondrán sus planes de acción a realizarse en el año
2017, Osinergmin realizará la presentación de los nuevos sistemas eléctricos críticos de
transmisión 2017 y presentará el nuevo Módulo de seguimiento de los planes de
acción de los Sistemas Críticos de Transmisión.
10. ANEXOS
Anexo N° 1: Sistemas de transmisión críticos 2017.
Anexo N° 2: Problemáticas y alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos 2017.
Magdalena del Mar, marzo de 2017
Atentamente,
Ing. Leonidas Sayas Poma Gerente de Supervisión de Electricidad (e)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 131
ANEXO N° 1: SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 133
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
1 Abancay – Tamburco ‐ Andahuaylas ‐ Chuquibambilla – Chacapuente ‐ Cotaruse.
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.
3 Tingo María ‐ Aucayacu ‐ Tocache ‐ Juanjui ‐ Bellavista ‐ Tarapoto ‐ Moyobamba
REP L‐1122 Tingo María ‐ Aucayacu 138 LSC (120%)
EOR
SE3233 (Tarapoto Rural) 112% ‐45%
SE0235 (Rioja Oriente) 435% 62%
REP L‐1124 Aucayacu ‐ Tocache 138 LSC (124%)
SE0023 (Yurimaguas) 1071% 55%
SE2236 (Moyobamba) 413% 11%
SE1236 (Tarapoto) 400% ‐32%
EOR T‐40 Juanjui 138/22.9/10 INDISE (214%) SE2233 (Gera) 329% ‐54%
REP T35‐121 Tocache 138/22.9/10 TS (119%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
4 Azángaro ‐ Antauta ‐ San Rafael ‐ Deriv. Putina ‐ Huancané ‐ Ananea
EPU
L‐6024 Azángaro ‐ Derivación Putina
60
INDISL (116%) TFL (138%)
EPU SE0027 (Azángaro) 939% 183% L‐6025 Derivación Putina ‐ Ananea INDISL (201%) TFL (188%)
L‐6026 Derivación Putina ‐ Huancané INDISL (62%) TFL (13%)
L‐6021 Azángaro ‐ San Rafael INDISL (1481%) TFL (400%) EPU SE0028 (Antauta) 1514% 1608%
5 San Gabán ‐ Mazuco ‐ Puerto Maldonado
ESE
L‐1014 S.E. San Gabán II ‐ Mazuko
138
TFL (225%)
ESE
SE1034 (Puerto Maldonado Rural) 1481% 314%
SE0034 (Puerto Maldonado) 3841% 722%
SE0033 (Iberia) 940% 79%
L‐1015 Mazuko ‐ Puerto Maldonado INDISL (34%) TFL (162%)
SE0039 (Iñapari) 2489% 495%
SE2034 (Mazuko) 1519% 281%
6
Cutervo ‐ Nueva Jaén ‐ Jaén ‐ Bagua Chica ‐ Muyo
EOR
L‐60751B Bagua ‐ Nueva Jaén 60 INDISL (3%)
EOR
SE0097 (San Ignacio) 213% 906% L‐1138 Subestación Cutervo ‐ Nueva Jaén
138 INDISL (275%)
TPA013 Nueva Jaén 138/60/22.9 TS (101%)
SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 110% 292%
L60171 C.H. Muyo ‐ Bagua 60 INDISL (26%)
Carhuaquero ‐ Espina Colorada ‐ Cutervo
ELN L‐1135 Espina Colorada ‐ Cutervo 138 TFL (100%) SE0096 (Bagua‐Jaén) 504% 671%
7 Machupicchu ‐ Cachimayo ‐Dolores Pata‐Quencoro ‐ Pisac – Urubamba
ESE L ‐ 6006 Cachimayo ‐ Pisac 60 INDISL (1%)
ESE
SE0243 (La Convención Rural) 391% 10%
SE0036 (La Convención) 1529% 382%
SE0040 (Valle Sagrado 1) 256% ‐18%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 134
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
SE0041 (Valle Sagrado 2) 418% ‐3%
8 Caraz ‐ Carhuaz ‐ Huaraz ‐ Ticapampa HID
L‐6681 S.E. Picup (Huaraz) ‐ S.E. Ticapampa
66 INDISL (51%) TFL (38%)
HID
SE0125 (Ticapampa) 814% 118%
TP 6013 Ticapampa 66/13.8 TFC (200%) SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz) 262% ‐49%
9
Chimbote Sur ‐ Nepeña ‐ Casma ‐ San Jacinto
HID L‐1113 S.E. Nepeña ‐ S.E. Casma 138 INDISL (174%) TFL (300%)
HID
SE1119 (Casma) 1169% 1687%
SE0169 (Casma Rural) 461% 730%
Chimbote 2 ‐ Chimbote 1 HID TP A042 Chimbote 2 138/13.8 INDISE (52%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
10 Kiman Ayllu ‐ La Pampa ‐ Pallasca HID L‐6682 S.E. Kiman Ayllu ‐ S.E. La Pampa 66 INDISL (601%)
HID
SE2124 (Sihuas) 97% 1%
SE0127 (Pomabamba) 589% 241%
SE0132 (Tayabamba) 118% ‐28%
SE0126 (Huari) 785% 152%
11 Chiclayo Norte ‐ Pomalca ‐ Tuman ‐ Cayalti
ELN TP6009 Tuman 60/22.9/10 TFC (100%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
12 La Viña ‐ Motupe ‐ Olmos ‐ Occidente
DEP L‐6036 La Viña ‐ Occidente 60 LAS (99%)
Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
ELN TP6005 Motupe 60/22.9/10 TFC (100%)
13 Cobriza I ‐ Cobriza II – Machahuay ‐ Huanta ‐ Mollepata ‐ San Francisco
ELC L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco 69 INDISL (120%) TFL (13%)
ELC
SE0068 (Cangallo Llusita) 770% 52%
SE0223 (Huanta Rural) 527% 19%
ELC 4‐TP‐252 San Francisco 66/22.9
TFC (100%)
SE0161 (Ayacucho Rural) 447% 526%
SE0060 (Ayacucho) 1843% 1335%
SE0074 (San Francisco) 2697% 369%
SNP L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II 69 INDISL (294%) SE0222 (Huanta Ciudad) 1443% 271%
14 Combapata ‐ Sicuani ‐ Llusco ESE
L‐6001 Combapata ‐ Sicuani 66 INDISL (13%) TFL (50%)
ESE
SE3242 (Chumbivilcas) 950% 69%
L‐6019 Combapata ‐ Llusco 66 INDISL (580%) TFL (63%) SE4242 (Sicuani Rural) 606% 19%
T28‐062 Llusco 66/22.9/10 TFC (400%) SE0244 (Sicuani) 1862% 310%
15
Guadalupe ‐ Chepén ‐ Pacasmayo ‐ Gallito Ciego ‐ Cajamarca ‐ Celendín – San Marcos ‐ Cajabamba ‐ Cajamarca Norte ‐ La Pajuela
HID L‐6645 Guadalupe ‐ Chepén 60 INDISL (426%) TFL (175%)
HID
SE0255 (Cajamarca Baja Densidad) 48% ‐38%
HID L‐6653 Guadalupe 1 ‐ Pacasmayo 60 INDISL (109%) TFL (25%) SE0230 (Cajamarca Rural) 150% ‐55%
HID L‐6045 S.E. Gallito Ciego ‐ S.E. Cajamarca
60 INDISL (156%)
SE0128 (Celendín) 45% ‐74%
SE0118 (Cajamarca) 209% ‐7%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 135
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
HID TP 6019 ‐162266 Cajamarca 60/10 TFC (400%) TAS (98%) SE1230 (Cajabamba) 507% 2%
HID L‐6046 Cajamarca Norte ‐ S.E. Cajamarca
60 INDISL (353%) LAS (99%) SE2230 (Huamachuco) 549% ‐35%
16 Los Héroes ‐ Tomasiri ‐ Aricota 2 ‐ Aricota 1 ‐ Sarita
RDS TR ‐ 1 Los Héroes 220/66/10.5 TAS (98.7%)
ELS SE0115 (Tarata) 7% 311%
EGS L‐6620 Aricota 2 ‐ Tomasiri 66 TFL (75%)
17
Majes ‐ Chuquibamba ‐ Corire
SEA
L‐6550 Majes ‐ Chuquibamba 60 INDISL (134%)
SEA
SE0141 (Chuquibamba) 351% 645%
T15‐61 Corire 60/13.2 TFC (100%)
T16‐62 Chuquibamba 60/23 INDISE (52%) TFC (100%) SE0252 (Valle de Majes) 399% 964%
Mollendo‐Repartición ‐ Majes
L‐1031 Repartición ‐ Majes 138 INDISL (53%)
SEA
SE0144 (Ocoña) 536% 1662%
SE0145 (Caravelí) 683% 1125%
SE0138 (Camaná) 398% 2194%
T26‐121 Repartición 132/22.9/10
TFC (500%)
TAS (99.6%)
SE0250 (Majes‐Siguas) 114% 415%
SE0249 (Islay) 236% 468%
18 Paramonga Nueva ‐ 9 de Octubre ‐ Huarmey
HID L‐6655 Paramonga Nueva ‐ 9 de Octubre
66 INDISL (84%)
HID SE0121 (Huarmey) 80% 608%
REP T18‐261 Paramonga Nueva 220/66/10 TAS (98%)
19 Poechos ‐ Sullana CUR L‐6668 Poechos ‐ Sullana 60 INDISL (14061%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
20 Puno ‐ Pomata ‐ Ilave ‐ Bellavista EPU L‐0638 Puno ‐ Pomata 60 INDISL (15345%) TFL (248%) EPU SE0030 (Ilave‐Pomata) 16% ‐62%
21 Marcona – Llipata – Nazca – Puquio ‐ Cora Cora
ESM TP5360231001 Puquio 60/22.9/10
TFC (100%)
ESM
SE0047 (Coracora) 275% 22%
SE4045 (Puquio) 257% ‐52%
22
Talara ‐ Zorritos ‐ Machala REP L‐2249 Talara ‐ Zorritos 220 TFL (46%)
ENO
SE1084 (Corrales) 13% 546%
SE1165 (Zorritos) 9% 527%
Zorritos ‐ Tumbes ‐ Puerto Pizarro ‐ Zarumilla
REP T33‐261 Zorritos 220/60/10 TAS (98.2%) SE2084 (Zarumilla) 324% ‐61%
23 Trujillo Norte ‐ Santiago de Cao ‐ Motil
HID
L‐1115 Trujillo Norte ‐ S.E. Motil 138 INDISL (5%)
HID
SE0168 (Trujillo Rural) 244% 612%
SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida) 122% 261%
TP‐3023 Otuzco 33/22.9
INDISE (35%)
SE4122 (Quiruvilca) 1445% 487%
SE0253 (Trujillo Baja Densidad) 277% 132%
TP 3010 Otuzco 33/13.8 TFC (200%) SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 595% 569%
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 136
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
24 Trujillo Norte ‐ Chimbote 1 REP
L‐2232 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte
220
LAS (98.5%)
Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
L‐2233 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte LAS (92%)
25
Trujillo Sur ‐ Huaca del Sol ‐ Virú ‐ Chao
HID
L‐6695 S.E. Trujillo Sur ‐ Huaca del Sol 60 TFL (25%)
Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.
TP‐A050 Trujillo Sur 138/60/10 TFC (100%)
L‐6696 Huaca Del Sol ‐ S.E. Virú 60 INDISL (119%)
Huaca del Sol ‐ Salaverry TP 3005 Salaverry 2 34.5/10.5 TAS (98.6%)
26 Huayucachi – Huancayo Este – Salesianos – Parque Industrial – Concepción
ELC 4‐TP‐056 Huancayo Este 60/22.9/10
TAS (99.5%) ELC
SE0071 (Valle del Mantaro 1) 609% 446%
SE0072 (Valle del Mantaro 2) 450% 249%
SE0076 (Valle del Mantaro 3) 41% 178%
SE0077 (Valle del Mantaro 4) 336% 152%
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
40 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) Descarga atmosférica
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.
41 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) Descargas atmosféricas
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
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 148
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
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.
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 149
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
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)
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 150
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
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
Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 151
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.