SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017

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1 División de Supervisión de Eléctrica Informe Técnico Nº DSE-CT SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 (Problemática de interrupciones en instalaciones críticas de transmisión que abastecen a sistemas eléctricos y sus alternativas de solución) Magdalena del Mar, marzo de 2017

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3 SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 (Problemática de interrupciones en instalaciones críticas de transmisión que abastecen a sistemas eléctricos y sus alternativas de solución) 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 , PIT ) 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. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 1

4 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 1 Sistemas de Transmisión Críticos 2017 Abancay - Tamburco - Andahuaylas - Chuquibambilla - Chacapuente - Cotaruse. Empresa ESE Instalaciones de transmisión críticas 2017 Líneas de transmisión y transformadores críticos. L-6003 Abancay (TA) Andahuaylas L-6005 Abancay - Chalhuanca Tensión (kv) Empresa 60 ESE Sistemas eléctricos afectados con incidencia en transmisión Andahuaylas, Chacapuente y Chuquibambilla. 2 Tingo María - Aguaytía TRS L-2251 Aguaytía Tingo María 220 EUC Pucallpa y Aguaytía Tingo María - Aucayacu - Tocache - Juanjui - Bellavista - Tarapoto - Moyobamba Azángaro - Antauta - San Rafael - Derivación Putina - Huancané - Ananea San Gabán - Mazuco - Puerto Maldonado Cutervo - Nueva Jaén - Jaén - Bagua Chica - Muyo REP L-1122 Tingo María - Aucayacu 138 REP L-1124 Aucayacu Tocache 138 EOR T-40 Juanjui 138/22.9/10 EOR Bellavista, Moyobamba, Tarapoto, Tarapoto Rural, Rioja Oriente, Yurimaguas, Pongo de Caynarachi y Gera. REP T Tocache 138/22.9/10 ETO Tocache EPU ESE EOR L-6024 Azángaro - Derivación Putina L-6025 Derivación Putina Ananea L-6021 Azángaro - Se San Rafael L-6026 Derivación Putina Huancané L-1014 S.E. San Gabán II - Mazuko L-1015 Mazuko - Puerto Maldonado L-60751b Bagua - Nueva Jaén 60 TPA013 Nueva Jaén 138/60/22.9 L-1138 Subestación Cutervo Nueva Jaén 60 EPU 138 ESE 138 EOR Antauta, Azángaro y Juliaca Rural. Mazuko, Puerto Maldonado, Puerto Maldonado Rural, Iberia e Iñapari. Bagua Jaén, Bagua Jaén Rural y San Ignacio. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 2

5 N Sistemas de Transmisión Críticos 2017 Carhuaquero - Espina Colorada - Cutervo Machupicchu - Cachimayo - Dolores Pata-Quencoro - Pisac Urubamba Caraz - Carhuaz - Huaraz - Ticapampa Chimbote Sur - Nepeña - Casma - San Jacinto Empresa Instalaciones de transmisión críticas 2017 Líneas de transmisión y transformadores críticos. Tensión (kv) L60171 C.H. Muyo Bagua 60 ELN L-1135 Espina Colorada - Cutervo 138 Empresa ESE L Cachimayo Pisac 60 ESE HID L-6681 S.E. Picup (Huaraz) - S.E. Ticapampa TP 6013 Ticapampa 66/ HID Sistemas eléctricos afectados con incidencia en transmisión La Convención, La Convención Rural, Valle Sagrado 1, Valle Sagrado 2 y Valle Sagrado 3. Ticapampa y Caraz- Carhuaz-Huaraz 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 Kiman Ayllu - La Pampa - Pallasca Chiclayo Norte - Pomalca - Tuman - Cayalti La Viña - Motupe - Olmos - Occidente Cobriza I - Cobriza II Machahuay - Huanta - Mollepata - San Francisco HID 14 Combapata - Sicuani - Llusco ESE Guadalupe - Chepén - Pacasmayo - Gallito Ciego - Cajamarca - Celendín San Marcos - Cajabamba - Cajamarca Norte - La Pajuela Los Héroes - Tomasiri - Aricota 2 - Aricota 1 - Sarita Majes - Chuquibamba - Corire Mollendo - Repartición - Majes Paramonga Nueva - 9 de Octubre - Huarmey L-6682 S.E. Kiman Ayllu - S.E. La Pampa 66 HID Pallasca, Huallanca, Sihuas, Pomabamba, Tayabamba y Huari. ELN TP6009 Tuman 60/22.9/10 ELN Chiclayo Baja Densidad DEP L-6036 La Viña - Occidente 60 ELN TP6005 Motupe 60/22.9/10 ELC L-6079 Mollepata - San Francisco 69 ELC 4-TP-252 San Francisco 66/22.9 SNP L-6602 Cobriza I - Cobriza II 69 L-6001 Combapata - Sicuani 66 L-6019 Combapata - Llusco 66 T Llusco 66/22.9/10 HID L-6645 Guadalupe - Chepén 60 HID L-6653 Guadalupe 1 - Pacasmayo 60 HID L-6045 S.E. Gallito Ciego - S.E. Cajamarca HID TP Cajamarca 60/10 HID L-6046 Cajamarca Norte - S.E. Cajamarca RDS TR - 1 Los Héroes 220/66/10.5 EGS L-6620 Aricota 2 - Tomasiri 66 SEA HID L-6550 Majes - Chuquibamba 60 T15-61 Corire 60/13.2 T16-62 Chuquibamba 60/23 L-1031 Repartición - Majes 138 T Repartición 132/22.9/10 L-6655 Paramonga Nueva - 9 De Octubre REP T Paramonga Nueva 220/66/10 66 ELN ELC ESE HID ELS SEA SEA HID Olmos Pampas, Ayacucho, Ayacucho Rural, Cangallo Llusita, San Francisco, Huanta Ciudad y Huanta Rural. Sicuani, Sicuani Rural, Combapata y Chumbivilcas. Huamachuco, Guadalupe, Porcón - La Pajuela, Cajamarca, Cajamarca Rural, Cajamarca Baja Densidad, Cajabamba y Celendín. Tarata, Tomasiri, Yarada y Tacna. Chuquibamba y Valle de Majes. Repartición La Cano, Islay, Majes Sihuas, Ocoña, Caravelí y Camaná. Huarmey 19 Poechos - Sullana CUR L-6668 Poechos - Sullana 60 ENO Sullana II y III Puno - Pomata - Ilave - Bellavista Marcona Llipata Nazca Puquio - Cora Cora EPU L-0638 Puno - Pomata 60 EPU Ilave - Pomata ESM TP Puquio 60/22.9/10 ESM Chaviña, Coracora, Incuyo, Nasca, Nasca Rural, Palpa, Palpa Rural, Pausa, Tambo Quemado, Puquio y Informe Técnico Nº DSE-CT Página 3

6 N Sistemas de Transmisión Críticos 2017 Empresa Instalaciones de transmisión críticas 2017 Líneas de transmisión y transformadores críticos. Tensión (kv) Talara - Zorritos - Machala REP L-2249 Talara - Zorritos 220 Zorritos - Tumbes - Puerto Pizarro - Zarumilla Trujillo Norte - Santiago de Cao - Motil REP T Zorritos 220/60/10 HID 24 Trujillo Norte - Chimbote 1 REP Trujillo Sur - Huaca del Sol - Virú - Chao HID L-1115 Trujillo Norte - S.E. Motil 138 TP-3023 Otuzco 33/22.9 TP 3010 Otuzco 33/13.8 L-2232 Chimbote 1 - Trujillo Norte 220 L-2233 Chimbote 1 - Trujillo Norte 220 L-6695 S.E. Trujillo Sur - Huaca Del Sol TP-A050 Trujillo Sur 138/60/10 60 L-6696 Huaca Del Sol - S.E. Virú 60 Empresa ENO HID Sistemas eléctricos afectados con incidencia en transmisión Puquio Rural. Zorritos, Zarumilla Rural, Zarumilla, Tumbes, Tumbes Rural, Máncora y Corrales. Otuzco - Motil - La Florida, Trujillo Rural, Trujillo Baja Densidad, Quiruvilca y Paiján-Malabrigo. - SEIN HID Trujillo y Virú Huaca del Sol - Salaverry TP 3005 Salaverry /10.5 HID Trujillo Huayucachi Huancayo Este Salesianos Parque Industrial Concepción Piura Oeste - Los Ejidos - Chulucanas - Morropón - Loma Larga Ica - Ica Norte - Tacama - Villacuri Paragsha 2 - Amarilis - Huánuco ELC 4-TP-056 Huancayo Este 60/22.9/10 ELC REP T Piura Oeste 220/60/10 T Piura Oeste 220/60/11 ENO 1TP6031 Chulucanas 58/22.9/10 ENO Huancayo, Valle Mantaro 1, Valle Mantaro 2, Valle Mantaro 3, Valle Mantaro 4. Piura, Santo Domingo Chalaco I y II, Huancabamba Huarmaca, El Arenal, Chulucanas, Catacaos, Paita, Sullana, Sullana II y III y Bajo Piura. ESM L P34 de L Tacama 60 ESM Ica REP L-1120 Paragsha 2 - Amarilis SEIN 30 Ocoña - San José - Montalvo MCV ATXF-002 San José 500/220/33 - SEIN 31 Socabaya - Moquegua RDS Socabaya - Cerro Verde - Repartición Chimay Yanango - Pachachaca - Callahuanca Ventanilla - Chavarría - Santa Rosa - Industriales - San Juan - Pomacocha - Campo Armiño Vizcarra-Huallanca Nueva- La Unión Pichanaki-Oxapampa-Villa Rica- Puerto Bermúdez L-2025 Socabaya - Moquegua 220 L-2026 Socabaya - Moquegua SEIN TRM T2 Socabaya 220/138 - SEIN REP L-2223 Pachachaca - Callahuanca 220 CHI Chimay 13.8/ /13.8 REP L-2246 Ventanilla - Chavarría 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 ELC L-6067 Huallanca Nueva La Unión 60 ELC ELC L-6084 Villa Rica - Pichanaki L-6080 Oxapampa - Villa Rica - SEIN SEIN 60 ELC Huánuco, Huánuco Rural 1 y Huánuco Rural 2 Pichanaki, Pozuzo y Chalhuamayo Satipo Informe Técnico Nº DSE-CT Página 4

7 N Sistemas de Transmisión Críticos 2017 Empresa Instalaciones de transmisión críticas 2017 Líneas de transmisión y transformadores críticos. L-6082 Villa Rica - Puerto Bermúdez Tensión (kv) Empresa Sistemas eléctricos afectados con incidencia en transmisión 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. Nº Empresa Sistema Clientes ST** Cuadro: Sistemas Eléctricos Críticos 2017 SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas Indicador Indicador SAIFI SAIDI Límite SAIFI Transm. Criticidad de Transmisión 2017 Excede Límite SAIFI Transm. Límite SAIDI Transm. Excede Límite SAIDI Transm. 1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) % % 2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) % 2-52% 3 Electro Oriente SE0096 (Bagua-Jaén) % % 4 Electro Oriente SE0225 (Bagua-Jaén Rural) % 4 292% 5 Electro Oriente SE2233 (Gera) % 2-54% 6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) % % 7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) % 2 62% 8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) % 2 906% 9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) % % 10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) % 2-45% 11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) % % 12 Electro Puno SE0028 (Antauta) % % 13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) % % 14 Electro Puno SE0030 (Ilave-Pomata) % 4-62% 15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) % 2 486% 16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) % 4 129% 17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) % 4 69% 18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) % 4-51% 19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) % 4 79% 20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) % % 21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) % % 22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) % 4 10% 23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 5

8 Nº Empresa Sistema Clientes ST** SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas Indicador Indicador SAIFI SAIDI Límite SAIFI Transm. Criticidad de Transmisión 2017 Excede Límite SAIFI Transm. Límite SAIDI Transm. Excede Límite SAIDI Transm. 24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) % % 25 Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural) % 2 314% 26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) % % 27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) % 4 19% 28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) % 2-18% 29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) % 4-3% 30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) % % 31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) % 4 526% 32 Electrocentro SE0068 (Cangallo-Llusita) % 4 52% 33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo- Satipo) % 2-40% 34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) % % 35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) % 4 19% 36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) % 4-55% 37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) % % 38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) % 2-9% 39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) % % 40 Electrocentro 41 Electrocentro 42 Electrocentro 43 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) SE0072 (Valle del Mantaro 2) SE0076 (Valle del Mantaro 3) SE0077 (Valle del Mantaro 4) % 2 446% % 2 249% % 2 178% % 4 152% 44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) % % 45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) % % 46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) % % 47 Electrosur SE0115 (Tarata) % 4 311% 48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) % 1.2 2% 49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) % 0.9-7% 50 Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad) % 4-38% 51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) % 4-55% 52 Hidrandina SE0123 (Caraz-Carhuaz- Huaraz) % % 53 Hidrandina SE1119 (Casma) % % 54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) % 2 730% 55 Hidrandina SE0128 (Celendín) % 4-74% 56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) % % 57 Hidrandina SE0126 (Huari) % 4 152% 58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) % % 59 Hidrandina SE1168 (Otuzco-Motil- Florida) % 2 261% 60 Hidrandina SE3122 (Paiján-Malabrigo) % % 61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) % 4 241% 62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) % % 63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) % 4 1% 64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) % 2-28% 65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) % 2 118% 66 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad) % % 67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) % 2 612% 68 Seal SE0248 (Bella Unión-Chala) % 2 18% 69 Seal SE0138 (Camaná) % % 70 Seal SE0145 (Caravelí) % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 6

9 Nº Empresa Sistema Clientes ST** SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas Indicador Indicador SAIFI SAIDI Límite SAIFI Transm. Criticidad de Transmisión 2017 Excede Límite SAIFI Transm. Límite SAIDI Transm. Excede Límite SAIDI Transm. 71 Seal SE0141 (Chuquibamba) % 4 645% 72 Seal SE0249 (Islay) % % 73 Seal SE0250 (Majes-Siguas) % 2 415% 74 Seal SE0144 (Ocoña) % % 75 Seal SE0252 (Valle de Majes) % 2 964% * SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones al año 2016 (Anexo 1 y 2 del P-074). ** ST: Sector Típico. - 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 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 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 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 Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables N Empresa Sistema Eléctrico ST 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) Electro Dunas SE4045 (Puquio) Electro Oriente SE0096 (Bagua-Jaén) Electro Oriente SE0225 (Bagua-Jaén Rural) Electro Oriente SE2233 (Gera) Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) Electro Puno SE0028 (Antauta) Electro Puno SE0027 (Azángaro) Electro Puno SE0030 (Ilave-Pomata) Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) Informe Técnico Nº DSE-CT Página 7

10 Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables N Empresa Sistema Eléctrico ST 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) Electro Sur Este SE0033 (Iberia) Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) Electro Sur Este SE0036 (La Convención) Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural) Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) Electrocentro SE0060 (Ayacucho) Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) Electrocentro SE0068 (Cangallo-Llusita) Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo-Satipo) Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) Electrocentro SE0067 (Pichanaki) Electrocentro SE0080 (Pozuzo) Electrocentro SE0074 (San Francisco) Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2) Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3) Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) Electronoroeste SE1084 (Corrales) Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) Electronoroeste SE1165 (Zorritos) Electrosur SE0115 (Tarata) Hidrandina SE1230 (Cajabamba) Hidrandina SE0118 (Cajamarca) Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad) Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) Hidrandina SE0123 (Caraz-Carhuaz- Huaraz) Hidrandina SE1119 (Casma) Hidrandina SE0169 (Casma Rural) Hidrandina SE0128 (Celendín) Hidrandina SE2230 (Huamachuco) Hidrandina SE0126 (Huari) Informe Técnico Nº DSE-CT Página 8

11 Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables N Empresa Sistema Eléctrico ST Meta 2017 Meta 2018 Meta 2019 Meta 2020 Meta 2021 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI 58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) Hidrandina SE1168 (Otuzco-Motil-Florida) Hidrandina SE3122 (Paiján-Malabrigo) Hidrandina SE0127 (Pomabamba) Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) Hidrandina SE2124 (Sihuas) Hidrandina SE0132 (Tayabamba) Hidrandina SE0125 (Ticapampa) Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad) Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) Seal SE0248 (Bella Unión-Chala) Seal SE0138 (Camaná) Seal SE0145 (Caravelí) Seal SE0141 (Chuquibamba) Seal SE0249 (Islay) Seal SE0250 (Majes-Siguas) Seal SE0144 (Ocoña) Seal SE0252 (Valle de Majes) ACCIONES DE OSINERGMIN DSE PARA EL AÑO REUNONES ENTRE FONAFE, CONCESIONARIAS Y OSINERGMIN El 10 de marzo de 2017 se sostuvo una reunión entre FONAFE, las EEDE 1 (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 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 Página 9

12 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 Página 10

13 (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 para los 75 sistemas eléctricos críticos 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. Atentamente, Magdalena del Mar, marzo de 2017 Ing. Leonidas Sayas Poma Gerente de Supervisión de Electricidad (e) Informe Técnico Nº DSE-CT Página 11

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15 ÍNDICE 1. OBJETIVOS ALCANCE AMBITO DE SUPERVISIÓN DE LA DIVISIÓN DE SUPERVISIÓN DE ELECTRICIDAD SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS INDICADORES DE TRANSMISIÓN DETERMINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS CAUSAS DE INTERRUPCIONES EN LAS INSTALACIONES DE TRANMISIÓN CRÍTICAS SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS CON ALTA INCIDENCIA EN TRANSMISIÓN INDICADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO DETERMINACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS CALIDAD DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO DE LOS SISTEMAS CRÍTICOS EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTROCENTRO EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO SUR ESTE EMPRESA ELÉCTRICA DE HIDRANDINA EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO PUNO EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO ORIENTE EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRONOROESTE EMPRESA ELÉCTRICA DE SEAL CAUSAS DE INTERRUPCIÓN PREDOMINANTES DE LOS SISTEMAS CRÍTICOS EVOLUCIÓN DEL SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017 PARA LOS AÑO MÓDULO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS DE TRANSMISIÓN METAS SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN ACCIONES DE OSINERGMIN DSE PARA EL AÑO REUNIONES ENTRE FONAFE, CONCESIONARIAS Y OSINERGMIN METODOLOGÍA DE LAS REUNIONES CONCLUSIONES ANEXOS ANEXO N 1: SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS ANEXO N 2: PROBLEMÁTICAS Y ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS Informe Técnico Nº DSE-CT Página 1

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17 SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 (Problemática de interrupciones en instalaciones críticas de transmisión que abastecen a sistemas eléctricos y sus alternativas de solución) 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 , PIT ) 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, Informe Técnico Nº DSE-CT Página 1

18 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 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 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 OS/CD Supervisión de la Operación de los Sistemas Eléctricos de empresas distribuidoras. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 2

19 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 ), 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 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 Líneas y transformadores a punto de sobrecargar (cargabilidad >98% y <100%) evaluados al 4 tercer trimestre de 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 OS/CD Procedimiento para la Supervisión y Fiscalización del Performance Informe Técnico Nº DSE-CT Página 3

20 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 Fallas Ext. LT x Número de fallas por año (Líneas de transmisión < a 100 km) Unidad Número de fallas por cada 100 km - año Número de fallas por año 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. Líneas de transmisión igual o mayores de 100 km. Líneas de transmisión menores a 100 km. 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. Componente Costa 1 al al 24 Años 1 al al 24 Años mes mes adelante mes mes adelante Nivel de tensión: 220 kv Nivel de tensión: 138 kv Nivel de tensión: a 30 kv y < a 75 kv Nivel de tensión: 220 kv Nivel de tensión: 138 kv Nivel de tensión: a 30 kv y < a 75 kv TFL = N Fallas Gradualidad de la Tolerancia Sierra y Selva TFL: Número de fallas que ocasionan interrupciones mayores a 3 minutos, en un año. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 4

21 Unidad Número de fallas por año 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. Unidad Horas de indisponibilidad por año Horas de indisponibilidad por año Componente 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. 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. Componente Transf., auto transf., equipo de compensación; o celdas, en el nivel de tensión 220 kv y 138 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. Barra en el nivel de tensión igual o mayor de 30 kv. Líneas de transmisión o mayores a 100 km, o sus celdas. Líneas de transmisión o mayores a 100 km, o sus celdas. Fuente: Osinergmin Elaboración propia 1 al 12 mes Costa 12 al 24 mes Gradualidad de la Tolerancia Años adelante 1 al 12 mes Sierra y Selva 12 al 24 mes Años adelante al 12 mes 12 al 14 mes Año adelante 1 al 12 mes 12 al 24 mes Años adelante Nivel de tensión: 220 y 138 kv Nivel de tensión: Igual o mayor de 30 kv o menor a 75 kv Nivel de tensión: 220 y 138 kv Nivel de tensión: Igual o mayor de 30 kv o menor a 75 kv Costa Gradualidad de la Tolerancia Sierra y Selva Informe Técnico Nº DSE-CT Página 5

22 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 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: Factor de uso = Máxima carga registrada (MVA) Capacidad nominal (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: Factor de uso = Máxima corriente registrada (A) Corriente nominal (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 Página 6

23 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 1 Sistemas de Transmisión Críticos 2017 Abancay - Tamburco - Andahuaylas - Chuquibambilla - Chacapuente - Cotaruse. Empresa ESE Instalaciones de transmisión críticas 2017 Líneas de transmisión y transformadores críticos. L-6003 Abancay (TA) Andahuaylas L-6005 Abancay - Chalhuanca Tensión (kv) Empresa 60 ESE Sistemas eléctricos afectados con incidencia en transmisión Andahuaylas, Chacapuente y Chuquibambilla. 2 Tingo María - Aguaytía TRS L-2251 Aguaytía Tingo María 220 EUC Pucallpa y Aguaytía Tingo María - Aucayacu - Tocache - Juanjui - Bellavista - Tarapoto - Moyobamba Azángaro - Antauta - San Rafael - Derivación Putina - Huancané - Ananea San Gabán - Mazuco - Puerto Maldonado Cutervo - Nueva Jaén - Jaén - Bagua Chica - Muyo Carhuaquero - Espina Colorada - Cutervo Machupicchu - Cachimayo - Dolores Pata-Quencoro - Pisac Urubamba Caraz - Carhuaz - Huaraz - Ticapampa REP L-1122 Tingo María - Aucayacu 138 REP L-1124 Aucayacu Tocache 138 EOR T-40 Juanjui 138/22.9/10 EOR Bellavista, Moyobamba, Tarapoto, Tarapoto Rural, Rioja Oriente, Yurimaguas, Pongo de Caynarachi y Gera. REP T Tocache 138/22.9/10 ETO Tocache EPU ESE EOR L-6024 Azángaro - Derivación Putina L-6025 Derivación Putina Ananea L-6021 Azángaro - Se San Rafael L-6026 Derivación Putina Huancané L-1014 S.E. San Gabán II - Mazuko L-1015 Mazuko - Puerto Maldonado L-60751b Bagua - Nueva Jaén 60 TPA013 Nueva Jaén 138/60/22.9 L-1138 Subestación Cutervo Nueva Jaén 60 EPU 138 ESE 138 L60171 C.H. Muyo Bagua 60 ELN L-1135 Espina Colorada - Cutervo 138 EOR ESE L Cachimayo Pisac 60 ESE HID L-6681 S.E. Picup (Huaraz) - S.E. Ticapampa TP 6013 Ticapampa 66/ HID Antauta, Azángaro y Juliaca Rural. Mazuko, Puerto Maldonado, Puerto Maldonado Rural, Iberia e Iñapari. Bagua Jaén, Bagua Jaén Rural y San Ignacio. La Convención, La Convención Rural, Valle Sagrado 1, Valle Sagrado 2 y Valle Sagrado 3. Ticapampa y Caraz- Carhuaz-Huaraz Informe Técnico Nº DSE-CT Página 7

24 N Sistemas de Transmisión Críticos 2017 Chimbote Sur - Nepeña - Casma - San Jacinto Empresa Instalaciones de transmisión críticas 2017 Líneas de transmisión y transformadores críticos. Tensión (kv) Empresa Sistemas eléctricos afectados con incidencia en transmisión 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 Kiman Ayllu - La Pampa - Pallasca Chiclayo Norte - Pomalca - Tuman - Cayalti La Viña - Motupe - Olmos - Occidente Cobriza I - Cobriza II Machahuay - Huanta - Mollepata - San Francisco HID 14 Combapata - Sicuani - Llusco ESE Guadalupe - Chepén - Pacasmayo - Gallito Ciego - Cajamarca - Celendín San Marcos - Cajabamba - Cajamarca Norte - La Pajuela Los Héroes - Tomasiri - Aricota 2 - Aricota 1 - Sarita Majes - Chuquibamba - Corire Mollendo - Repartición - Majes Paramonga Nueva - 9 de Octubre - Huarmey L-6682 S.E. Kiman Ayllu - S.E. La Pampa 66 HID Pallasca, Huallanca, Sihuas, Pomabamba, Tayabamba y Huari. ELN TP6009 Tuman 60/22.9/10 ELN Chiclayo Baja Densidad DEP L-6036 La Viña - Occidente 60 ELN TP6005 Motupe 60/22.9/10 ELC L-6079 Mollepata - San Francisco 69 ELC 4-TP-252 San Francisco 66/22.9 SNP L-6602 Cobriza I - Cobriza II 69 L-6001 Combapata - Sicuani 66 L-6019 Combapata - Llusco 66 T Llusco 66/22.9/10 HID L-6645 Guadalupe - Chepén 60 HID L-6653 Guadalupe 1 - Pacasmayo 60 HID L-6045 S.E. Gallito Ciego - S.E. Cajamarca HID TP Cajamarca 60/10 HID L-6046 Cajamarca Norte - S.E. Cajamarca RDS TR - 1 Los Héroes 220/66/10.5 EGS L-6620 Aricota 2 - Tomasiri 66 SEA HID L-6550 Majes - Chuquibamba 60 T15-61 Corire 60/13.2 T16-62 Chuquibamba 60/23 L-1031 Repartición - Majes 138 T Repartición 132/22.9/10 L-6655 Paramonga Nueva - 9 De Octubre REP T Paramonga Nueva 220/66/10 66 ELN ELC ESE HID ELS SEA SEA HID Olmos Pampas, Ayacucho, Ayacucho Rural, Cangallo Llusita, San Francisco, Huanta Ciudad y Huanta Rural. Sicuani, Sicuani Rural, Combapata y Chumbivilcas. Huamachuco, Guadalupe, Porcón - La Pajuela, Cajamarca, Cajamarca Rural, Cajamarca Baja Densidad, Cajabamba y Celendín. Tarata, Tomasiri, Yarada y Tacna. Chuquibamba y Valle de Majes. Repartición La Cano, Islay, Majes Sihuas, Ocoña, Caravelí y Camaná. Huarmey 19 Poechos - Sullana CUR L-6668 Poechos - Sullana 60 ENO Sullana II y III Puno - Pomata - Ilave - Bellavista Marcona Llipata Nazca Puquio - Cora Cora EPU L-0638 Puno - Pomata 60 EPU Ilave - Pomata ESM TP Puquio 60/22.9/10 ESM Talara - Zorritos - Machala REP L-2249 Talara - Zorritos 220 Zorritos - Tumbes - Puerto Pizarro - Zarumilla Trujillo Norte - Santiago de Cao - Motil REP T Zorritos 220/60/10 HID L-1115 Trujillo Norte - S.E. Motil 138 TP-3023 Otuzco 33/22.9 TP 3010 Otuzco 33/13.8 ENO HID Chaviña, Coracora, Incuyo, Nasca, Nasca Rural, Palpa, Palpa Rural, Pausa, Tambo Quemado, Puquio y Puquio Rural. Zorritos, Zarumilla Rural, Zarumilla, Tumbes, Tumbes Rural, Máncora y Corrales. Otuzco - Motil - La Florida, Trujillo Rural, Trujillo Baja Densidad, Quiruvilca y Paiján-Malabrigo. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 8

25 N Sistemas de Transmisión Críticos 2017 Empresa 24 Trujillo Norte - Chimbote 1 REP Trujillo Sur - Huaca del Sol - Virú - Chao HID Instalaciones de transmisión críticas 2017 Líneas de transmisión y transformadores críticos. Tensión (kv) L-2232 Chimbote 1 - Trujillo Norte 220 L-2233 Chimbote 1 - Trujillo Norte 220 L-6695 S.E. Trujillo Sur - Huaca Del Sol TP-A050 Trujillo Sur 138/60/10 60 L-6696 Huaca Del Sol - S.E. Virú 60 Empresa Sistemas eléctricos afectados con incidencia en transmisión - SEIN HID Trujillo y Virú Huaca del Sol - Salaverry TP 3005 Salaverry /10.5 HID Trujillo Huayucachi Huancayo Este Salesianos Parque Industrial Concepción Piura Oeste - Los Ejidos - Chulucanas - Morropón - Loma Larga Ica - Ica Norte - Tacama - Villacuri Paragsha 2 - Amarilis - Huánuco ELC 4-TP-056 Huancayo Este 60/22.9/10 ELC REP T Piura Oeste 220/60/10 T Piura Oeste 220/60/11 ENO 1TP6031 Chulucanas 58/22.9/10 ENO Huancayo, Valle Mantaro 1, Valle Mantaro 2, Valle Mantaro 3, Valle Mantaro 4. Piura, Santo Domingo Chalaco I y II, Huancabamba Huarmaca, El Arenal, Chulucanas, Catacaos, Paita, Sullana, Sullana II y III y Bajo Piura. ESM L P34 de L Tacama 60 ESM Ica REP L-1120 Paragsha 2 - Amarilis SEIN 30 Ocoña - San José - Montalvo MCV ATXF-002 San José 500/220/33 - SEIN 31 Socabaya - Moquegua RDS Socabaya - Cerro Verde - Repartición Chimay Yanango - Pachachaca - Callahuanca Ventanilla - Chavarría - Santa Rosa - Industriales - San Juan - Pomacocha - Campo Armiño Vizcarra-Huallanca Nueva- La Unión Pichanaki-Oxapampa-Villa Rica- Puerto Bermúdez L-2025 Socabaya - Moquegua 220 L-2026 Socabaya - Moquegua SEIN TRM T2 Socabaya 220/138 - SEIN REP L-2223 Pachachaca - Callahuanca 220 CHI Chimay 13.8/ /13.8 REP L-2246 Ventanilla - Chavarría 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 ELC L-6067 Huallanca Nueva La Unión 60 ELC ELC L-6084 Villa Rica - Pichanaki L-6080 Oxapampa - Villa Rica L-6082 Villa Rica - Puerto Bermúdez - SEIN SEIN 60 ELC Huánuco, Huánuco Rural 1 y Huánuco Rural 2 Pichanaki, Pozuzo y Chalhuamayo Satipo 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, Informe Técnico Nº DSE-CT Página 9

26 N 1 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) INDISL 2, INDISE 3, TFL 4 y TFC 5 ; 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. Sistemas de Transmisión Críticos 2017 Abancay - Tamburco - Andahuaylas - Chuquibambilla - Chacapuente Cotaruse. Cuadro Nº 5 Causas predominantes en las instalaciones de transmisión Empresa ESE Instalaciones de transmisión críticas 2017 Líneas de transmisión y transformadores 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 Tingo María - Aucayacu - Tocache - Juanjui - Bellavista - Tarapoto - Moyobamba Azángaro - Antauta - San Rafael - Deriv. Putina - Huancané - Ananea San Gabán - Mazuco - Puerto Maldonado Cutervo - Nueva Jaén - Jaén - Bagua Chica - Muyo Carhuaquero - Espina Colorada - Cutervo Machupicchu - Cachimayo - Dolores Pata-Quencoro - Pisac Urubamba Caraz - Carhuaz - Huaraz - Ticapampa REP L-1122 Tingo María - Aucayacu Línea congestionada REP L-1124 Aucayacu Tocache Línea congestionada EOR T-40 Juanjui Causas predominantes Falla de equipo (conmutador bajo carga de transformador) REP T Tocache Transformador sobrecargado EPU ESE EOR 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 L-1014 S.E. San Gabán II - Mazuko L-1015 Mazuko - Puerto Maldonado Vientos huracanados L-60751b Bagua - Nueva Jaén L60171 C.H. Muyo Bagua L-1138 Subestación Cutervo Nueva Jaén TPA013 Nueva Jaén Falla de equipo (interruptor de potencia de L- 1014) falla de equipo (avería de pararrayo en la fase T S.E. Nueva Jaén) falla de equipo (avería de pararrayo en la fase T S.E. Nueva Jaén) falla de equipo (avería de pararrayo en la fase T S.E. Nueva Jaén) Transformador sobrecargado ELN L-1135 Espina Colorada - Cutervo Descargas atmosféricas ESE L Cachimayo Pisac Descargas atmosféricas 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 Página 10

27 N Sistemas de Transmisión Críticos 2017 Chimbote Sur - Nepeña - Casma - San Jacinto Empresa Instalaciones de transmisión críticas 2017 Líneas de transmisión y transformadores TP 6013 Ticapampa Descargas atmosféricas Causas predominantes 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 Kiman Ayllu - La Pampa - Pallasca Chiclayo Norte - Pomalca - Tuman - Cayalti La Viña - Motupe - Olmos - Occidente Cobriza I - Cobriza II Machahuay - Huanta - Mollepata - San Francisco 14 Combapata - Sicuani - Llusco ESE Guadalupe - Chepén - Pacasmayo - Gallito Ciego - Cajamarca - Celendín San Marcos - Cajabamba - Cajamarca Norte - La Pajuela Los Héroes - Tomasiri - Aricota 2 - Aricota 1 - Sarita Majes - Chuquibamba - Corire Mollendo - Repartición - Majes Paramonga Nueva - 9 de Octubre - Huarmey HID L-6682 S.E. Kiman Ayllu - S.E. La Pampa Contaminación por quema de maleza ELN TP6009 Tuman Colisión contra las instalaciones DEP L-6036 La Viña - Occidente Línea a punto de congestionarse ELN TP6005 Motupe Equipo, materiales y accesorios 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 L-6001 Combapata - Sicuani Descargas atmosféricas L-6019 Combapata - Llusco Equipo, materiales y accesorios T Llusco Vientos huracanados 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 Cajamarca Transformador a punto de sobrecargarse HID L-6046 Cajamarca Norte - S.E. Cajamarca Línea a punto de congestionarse RDS TR - 1 Los Héroes Transformador a punto de sobrecargarse EGS L-6620 Aricota 2 - Tomasiri Neblina SEA HID L-6550 Majes - Chuquibamba Equipo, materiales y accesorios T15-61 Corire Desprendimiento de conductor T16-62 Chuquibamba Falla de pararrayo L-1031 Repartición - Majes Arco eléctrico T Repartición Transformador a punto de sobrecargarse L-6655 Paramonga Nueva - 9 De Octubre Desprendimiento de conductor REP T Paramonga Nueva Transformador a punto de sobrecargarse 19 Poechos - Sullana CUR L-6668 Poechos - Sullana Aves Puno - Pomata - Ilave - Bellavista Marcona Llipata Nazca Puquio - Cora Cora EPU L-0638 Puno - Pomata Descargas atmosféricas ESM TP Puquio Descargas atmosféricas Talara - Zorritos - Machala REP L-2249 Talara - Zorritos Descargas atmosféricas Zorritos - Tumbes - Puerto Pizarro - Zarumilla Trujillo Norte - Santiago de Cao - Motil REP T Zorritos Transformador a punto de sobrecargarse HID 24 Trujillo Norte - Chimbote 1 REP L-1115 Trujillo Norte - S.E. Motil Actos vandálicos TP-3023 Otuzco TP 3010 Otuzco Falla relé Colapso de soporte o estructura 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 Página 11

28 N Sistemas de Transmisión Críticos 2017 Trujillo Sur - Huaca del Sol - Virú - Chao Empresa HID Instalaciones de transmisión críticas 2017 Líneas de transmisión y transformadores L-6695 S.E. Trujillo Sur - Huaca Del Sol TP-A050 Trujillo Sur Causas predominantes Contacto o acercamiento accidental a los conductores 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 Huayucachi Huancayo Este Salesianos Parque Industrial Concepción Piura Oeste - Los Ejidos - Chulucanas - Morropón - Loma Larga Ica - Ica Norte - Tacama - Villacuri Paragsha 2 - Amarilis - Huánuco ELC 4-TP-056 Huancayo Este Transformador a punto de sobrecargarse REP T Piura Oeste Transformador a punto de sobrecargarse T Piura Oeste Transformador a punto de sobrecargarse ENO 1TP6031 Chulucanas Transformador a punto de sobrecargarse ESM L P34 de L Tacama Falla de equipo 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 Socabaya - Cerro Verde - Repartición Chimay Yanango - Pachachaca - Callahuanca Ventanilla - Chavarría - Santa Rosa - Industriales - San Juan - Pomacocha - Campo Armiño Vizcarra-Huallanca Nueva- La Unión Pichanaki-Oxapampa-Villa Rica- Puerto Bermúdez L-2025 Socabaya - Moquegua Línea a punto de congestionarse L-2026 Socabaya - Moquegua Línea a punto de congestionarse TRM T2 Socabaya Transformador a punto de sobrecargarse REP L-2223 Pachachaca - Callahuanca Línea a punto de congestionarse CHI Chimay 13.8/220 Falla relé 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 ELC L-6067 Huallanca Nueva La Unión Descargas atmosféricas 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 Página 12

29 Líneas de transmisión Descargas atmosféricas causando una desconexión de larga duración principalmente a 15 líneas críticas, los cuales fueron considerados críticos 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 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-materialmaniobra, 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 Página 13

30 Figura Nº 2 Causas predominantes en líneas de transmisión N Causas 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 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 14

31 Figura Nº 3 Causas predominantes en transformadores N causas 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 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. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 15

32 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 = n i=1 ui N y SAIDI = n i=1 ti x ui N 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. Sector Típico SAIFI SAIDI 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. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 16

33 Nº Empresa Sistema Clientes ST** Cuadro Nº 9 Sistemas Eléctricos Críticos 2017 SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas Indicador Indicador SAIFI SAIDI Límite SAIFI Transm. Criticidad de Transmisión 2017 Excede Límite SAIFI Transm. Límite SAIDI Transm. Excede Límite SAIDI Transm. 1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) % % 2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) % 2-52% 3 Electro Oriente SE0096 (Bagua-Jaén) % % 4 Electro Oriente SE0225 (Bagua-Jaén Rural) % 4 292% 5 Electro Oriente SE2233 (Gera) % 2-54% 6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) % % 7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) % 2 62% 8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) % 2 906% 9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) % % 10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) % 2-45% 11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) % % 12 Electro Puno SE0028 (Antauta) % % 13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) % % 14 Electro Puno SE0030 (Ilave-Pomata) % 4-62% 15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) % 2 486% 16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) % 4 129% 17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) % 4 69% 18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) % 4-51% 19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) % 4 79% 20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) % % 21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) % % 22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) % 4 10% 23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) % % 24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) % % 25 Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural) % 2 314% 26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) % % 27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) % 4 19% 28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) % 2-18% 29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) % 4-3% 30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) % % 31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) % 4 526% 32 Electrocentro SE0068 (Cangallo-Llusita) % 4 52% 33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo- Satipo) % 2-40% 34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) % % 35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) % 4 19% 36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) % 4-55% 37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) % % 38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) % 2-9% 39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) % % 40 Electrocentro 41 Electrocentro 42 Electrocentro 43 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) SE0072 (Valle del Mantaro 2) SE0076 (Valle del Mantaro 3) SE0077 (Valle del Mantaro 4) % 2 446% % 2 249% % 2 178% % 4 152% 44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 17

34 Nº Empresa Sistema Clientes ST** SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas Indicador Indicador SAIFI SAIDI Límite SAIFI Transm. Criticidad de Transmisión 2017 Excede Límite SAIFI Transm. Límite SAIDI Transm. Excede Límite SAIDI Transm. 45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) % % 46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) % % 47 Electrosur SE0115 (Tarata) % 4 311% 48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) % 1.2 2% 49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) % 0.9-7% 50 Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad) % 4-38% 51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) % 4-55% 52 Hidrandina SE0123 (Caraz-Carhuaz- Huaraz) % % 53 Hidrandina SE1119 (Casma) % % 54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) % 2 730% 55 Hidrandina SE0128 (Celendín) % 4-74% 56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) % % 57 Hidrandina SE0126 (Huari) % 4 152% 58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) % % 59 Hidrandina SE1168 (Otuzco-Motil- Florida) % 2 261% 60 Hidrandina SE3122 (Paiján-Malabrigo) % % 61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) % 4 241% 62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) % % 63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) % 4 1% 64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) % 2-28% 65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) % 2 118% 66 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad) % % 67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) % 2 612% 68 Seal SE0248 (Bella Unión-Chala) % 2 18% 69 Seal SE0138 (Camaná) % % 70 Seal SE0145 (Caravelí) % % 71 Seal SE0141 (Chuquibamba) % 4 645% 72 Seal SE0249 (Islay) % % 73 Seal SE0250 (Majes-Siguas) % 2 415% 74 Seal SE0144 (Ocoña) % % 75 Seal SE0252 (Valle de Majes) % 2 964% * SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones del año 2016 (Anexo 1 y 2 del P-074). ** ST: Sector Típico. - 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 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 18

35 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 Amazonas Ancash Apurímac Arequipa Ayacucho Cajamarca Cusco Sector típico SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas. Indicador SAIFI Indicador SAIDI Electro Oriente SE0225 (Bagua-Jaén Rural) Electro Oriente SE0096 (Bagua-Jaén) Hidrandina SE0169 (Casma Rural) Hidrandina SE1119 (Casma) Hidrandina SE0123 (Caraz-Carhuaz-Huaraz) Hidrandina SE0127 (Pomabamba) Hidrandina SE0126 (Huari) Hidrandina SE0121 (Huarmey) Hidrandina SE0125 (Ticapampa) Hidrandina SE2124 (Sihuas) Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) Seal SE0144 (Ocoña) Seal SE0141 (Chuquibamba) Seal SE0138 (Camaná) Seal SE0145 (Caravelí) Seal SE0252 (Valle de Majes) Seal SE0250 (Majes-Siguas) Seal SE0249 (Islay) Seal SE0248 (Bella Unión-Chala) Electro Dunas SE0047 (Coracora) Electro Dunas SE4045 (Puquio) Electrocentro SE0068 (Cangallo Llusita) Electrocentro SE0074 (San Francisco) Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) Electrocentro SE0060 (Ayacucho) Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad) Hidrandina SE0118 (Cajamarca) Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) Hidrandina SE1230 (Cajabamba) Hidrandina SE0128 (Celendín) Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) Electro Sur Este SE0036 (La Convención) Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) Huánuco Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) Junín Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2) Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) Informe Técnico Nº DSE-CT Página 19

36 Región Empresa Sistema Eléctrico La Libertad Sector típico SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas. Indicador SAIFI Indicador SAIDI Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3) Electrocentro SE0067 (Pichanaki) Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo - Satipo) Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad) Hidrandina SE1168 (Otuzco-Motil-Florida) Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) Hidrandina SE3122 (Paiján-Malabrigo) Hidrandina SE0132 (Tayabamba) Hidrandina SE2230 (Huamachuco) Loreto Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) Madre de Dios Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural) Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) Electro Sur Este SE0033 (Iberia) Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) Pasco Electrocentro SE0080 (Pozuzo) Puno San Martín Electro Puno SE0028 (Antauta) Electro Puno SE0027 (Azángaro) Electro Puno SE0030 (Ilave-Pomata) Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) Electro Oriente SE2233 (Gera) Tacna Electrosur SE0115 (Tarata) Tumbes Electronoroeste SE1084 (Corrales) Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) Electronoroeste SE1165 (Zorritos) * SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones del año 2016 (Anexo 1 y 2 del P-074). Informe Técnico Nº DSE-CT Página 20

37 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) EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTROCENTRO La empresa de distribución eléctrica Electrocentro perteneciente al grupo Distriluz, cuenta con un área de concesión de 6, km 2 con clientes al tercer trimestre 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 Página 21

38 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 SAIDI 30.0 SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electrocentro Ayacucho Rural Promedio SAIFI: 9.93 Valle Mantaro 3 Chalhuamayo Satipo Valle Mantaro 4 Valle Mantaro 2 Huánuco Rural 2 Valle Mantaro 1 Pozuzo Pichanaki SAIFI * 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 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 Ayacucho Promedio SAIDI: 7.06 Huanta Ciudad Huanta Rural Cangallo Llusita San Francisco 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, Informe Técnico Nº DSE-CT Página 22

39 el SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 12% y aumentando 36% respectivamente desde el año 2015 al Instalación Causante Cuadro Nº 11 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 12 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 23

40 Figura Nº 7 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Corte de emergencia Otros - Fenómenos Naturales Ajuste inadecuado Total *SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016 Figura Nº 8 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 24

41 Tipo Hawk ACSR 477MCM mm² 55 km AAAC - 95 mm² 85 km 0.65 km 0.3 km AAAC mm² km 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 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. ACSR mm² 1.45 km 4-TP-212 Dyn5 ACSR mm² km ACSR mm² km 4-AT TR-201 Ynyn0 Reg. Tensión ACSR mm² 4.50 km 4-TR-203 Reg. Tensión 4-TP-214 Ydn11 4-TP-216 Ydn11 4-TP-204 Ynd5 4-TP-202 YNyn0d5 4-TP-252 Ynyn0d 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) 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). Informe Técnico Nº DSE-CT Página 25

42 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 Instalación Causante Cuadro Nº 14 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 15 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 26

43 Figura Nº 11 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Descargas atmosféricas Corte de emergencia Otros - Fenómenos Naturales Total *SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016 Figura Nº 12 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 27

44 Tipo Hawk ACSR 477MCM mm² 55 km AAAC - 95 mm² 85 km 0.65 km 0.3 km AAAC mm² km La causa de interrupción Descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 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 ACSR mm² 1.45 km 4-TP-212 Dyn5 ACSR mm² km ACSR mm² km 4-AT TR-201 Ynyn0 Reg. Tensión ACSR mm² 4.50 km Desconexión de la línea L401 por descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales. 4-TP-204 Ynd5 4-TP-202 YNyn0d5 Desconexión de la línea L420 por descargas atmosféricas. Desconexión de la SET San Francisco (P4116) por corte de emergencia. 4-TP-252 Ynyn0d 4-TP-218 Ynd11 4-TP-220 Ynd11 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) Informe Técnico Nº DSE-CT Página 28

45 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 Instalación Causante Cuadro Nº 17 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 18 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 29

46 Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Figura Nº 15 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Descargas atmosféricas Otros - Fenómenos Naturales Ajuste inadecuado Total *SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016 Figura Nº 16 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 30

47 Tipo Hawk ACSR 477MCM mm² 55 km AAAC - 95 mm² 85 km 0.65 km 0.3 km AAAC mm² km 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 Desconexión de la línea L401 por descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales. ACSR mm² 1.45 km 4-TP-212 Dyn5 ACSR mm² km ACSR mm² km 4-AT TR-201 Ynyn0 Reg. Tensión ACSR mm² 4.50 km 4-TP-204 Ynd5 Desconexión de la SET Huanta (P412) por ajuste inadecuado de protecciones. 4-TP-202 YNyn0d5 4-TP-206 Dyn5 4-TP-252 Ynyn0d 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) 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). Informe Técnico Nº DSE-CT Página 31

48 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 Instalación Causante Cuadro Nº 20 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 21 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 32

49 Figura Nº 19 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Descargas atmosféricas Otros - Fenómenos Naturales Total *SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016 Figura Nº 20 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 33

50 Tipo Hawk ACSR 477MCM mm² 55 km AAAC - 95 mm² 85 km 0.65 km 0.3 km AAAC mm² km 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 Desconexión de la línea L401 por descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales. Desconexión de la SET Ayacucho (P413) por falla de equipo. ACSR mm² 1.45 km 4-TP-212 Dyn5 ACSR mm² km ACSR mm² km 4-AT-202 Ynyn0 4-TR-201 Reg. Tensión ACSR mm² 4.50 km 4-TR-203 Reg. Tensión 4-TP-214 Ydn11 4-TP-216 Ydn11 4-TP-204 Ynd5 4-TP-202 YNyn0d5 4-TP-206 Dyn5 4-TP-252 Ynyn0d 4-TG-200 ynd5 4-TP-210 Ydn11 4-TP-208 Ydn11 4-TP-218 Ynd11 4-TP-220 Ynd11 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). Informe Técnico Nº DSE-CT Página 34

51 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 Página 35

52 Figura Nº 22 Interrupción por componente a nivel de transmisión Interrupciones por descargas atmosféricas, corte de emergencia y otros fenómenos naturales en las instalaciones eléctricas de San Francisco. Instalaciones de transmisión críticos 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. 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. Interrupciones por descargas atmosféricas, corte de emergencia, otros fenómenos naturales y ajuste inadecuado de protecciones en las instalaciones eléctricas de Cangallo Llusita 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 (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 de la Norma Técnica de Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 36

53 L-6066 (27.8 km) 10 22,9 3 MVA 4-TP-212 L-6069 (0.6km) Figura Nº 23 Alternativas de solución 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 (Cobriza II Machahuay). L-2227 Campo Armiño SEIN COBRIZA I 69 kv 220 kv 50/50/16,7 MVA 69 kv 69 kv 22,9 L-6602 (55 km) 10 7/7/2 MVA DOE RUN COBRIZA II 4,16 26/13.3/13.3 MVA Instar a la empresa Statkraft y Electrocentro a contar con el personal necesario para operar físicamente sus instalaciones ante contingencias. 69 kv L-6061 (1.45 km) 69 kv S.E. MACHAHUAY (0.3 km) L-6062 (51.78 km) 69 kv 3 MVA DERIVACIÓN HUANTA 3 MVA S.E. HUANTA L-6063 (23.72 km) 69/66 KV 25 MVA 69 kv S.E. MOLLEPATA 12 MVA 4-TP kv ALTERNATIVA DE SOLUCIÓN DE CORTO PLAZO L-6079 (80 km) L-6064 (4.7 km) S.E. SAN FRANCISCO 4-TP /27.5/6.25 MVA 15 MVA 10kV S.E. CANGALLO 69 kv L-6065 (63 km) 12.5 MVA 4-TP MVA 4-TP S.E. AYACUCHO 22.9 MINA SANTA CATALINA 22.9 Generación Adicional San Francisco Grupo [3x0.85 MW] 2x0,65 MVA MVA 6,9 1 MVA G2 G1 (2x650 kw) Generación Adicional Ayacucho Grupo [6x0.85 MW] C.H. LLUSITA (2x912 kw) 6,9 C.H. QUICAPATA G1 G2 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 ). - 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 ( ). Informe Técnico Nº DSE-CT Página 37

54 L-6066 (27.8 km) 10 22,9 3 MVA 4-TP-212 L-6069 (0.6km) Figura Nº 24 Alternativas de solución a largo plazo 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 ( ). 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 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 ). L-2227 Campo Armiño SEIN COBRIZA I 69 kv 220 kv 50/50/16,7 MVA 69 kv 69 kv 22,9 L-6602 (55 km) 10 7/7/2 MVA DOE RUN COBRIZA II 4,16 26/13.3/13.3 MVA 69 kv L-6061 (1.45 km) 69 kv (0.3 km) S.E. MACHAHUAY L-6062 (51.78 km) SEIN Friaspata - Mollepata 69 kv 3 MVA DERIVACIÓN HUANTA 3 MVA (0.2 km) S.E. HUANTA S.E. NUEVA MOLLEPATA L-6063 (23.72 km) 12 MVA 4-TP /50/5 MVA 69/66 KV 25 MVA 69 kv S.E. MOLLEPATA L-6079 (80 km) L-6064 (4.7 km) S.E. SAN FRANCISCO 4-TP /27.5/6.25 MVA 15 MVA 10kV S.E. CANGALLO 69 kv L-6065 (63 km) 12.5 MVA 4-TP MVA 4-TP S.E. AYACUCHO 22.9 MINA SANTA CATALINA 22.9 Generación Adicional San Francisco Grupo [3x0.85 MW] 2x0,65 MVA MVA 6,9 1 MVA G2 G1 (2x650 kw) Generación Adicional Ayacucho Grupo [6x0.85 MW] C.H. LLUSITA (2x912 kw) 6,9 C.H. QUICAPATA G1 G2 69 kv Informe Técnico Nº DSE-CT Página 38

55 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 km 2 con clientes al tercer trimestre 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 Página 39

56 Figura Nº 26 Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electro Sur Este SAIDI 14.0 SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electro Sur Este Andahuaylas 10.0 Chacapuente Pto. Maldonado Rural Promedio SAIFI: Valle Sagrado 1 La Convención Rural Mazuko Sicuani La Convención Valle S. 2 Sicuani Rural Chuquibambilla Promedio SAIDI: 5.87 Iberia Pto. Maldonado Iñapari Chumbivilcas SAIFI * 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 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 40

57 Instalación Causante Cuadro Nº 23 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 24 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Figura Nº 28 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Informe Técnico Nº DSE-CT Página 41

58 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Descargas atmosféricas Falla equipo Fuertes vientos Contacto de red con árbol Total Figura Nº 29 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 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 Página 42

59 Figura Nº 30 Interrupción por componente Desconexión de la línea L1015 por descargas atmosféricas, falla equipo, fuertes vientos y contacto red con árbol km km AAAC mm² km AAAC mm² km N2XSY 6-1x240 mm² Desconexión de la línea L1014 por descargas atmosféricas y falla equipo. 6 km 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) 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 43

60 SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 4% y 4% respectivamente desde el año 2015 al Instalación Causante Cuadro Nº 26 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 27 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 44

61 Figura Nº 32 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Descargas atmosféricas Falla equipo Fuertes vientos Total Figura Nº 33 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 45

62 La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 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 Desconexión de la línea L1015 por descargas atmosféricas, falla equipo, fuertes vientos y contacto red con árbol km km AAAC mm² km AAAC mm² km N2XSY 6-1x240 mm² Desconexión de la línea L1014 por descargas atmosféricas y falla equipo. YNd5 YNd5 YNd5 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). Informe Técnico Nº DSE-CT Página 46

63 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 Instalación Causante Cuadro Nº 29 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 30 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % 4.6 8% Generación 0.0 0% 0.0 0% Informe Técnico Nº DSE-CT Página 47

64 Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Total % % Figura Nº 36 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Descargas atmosféricas Falla equipo Total Figura Nº 37 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 48

65 La causa de interrupción descargos atmosféricas presentó un SAIFI de 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 Desconexión de la línea L1015 por descargas atmosféricas km km AAAC mm² km AAAC mm² km N2XSY 6-1x240 mm² Desconexión de la línea L1014 por descargas atmosféricas y falla equipo. 6 km 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) 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 49

66 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 Interrupciones por descargas atmosféricas, falla equipo y fuertes vientos en las instalaciones eléctricas de Iberia. Instalaciones de transmisión críticos 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. Interrupciones por descargas atmosféricas y falla equipo en las instalaciones eléctricas de Mazuko. Interrupciones por descargas atmosféricas, falla equipo, fuertes vientos y contacto de red con árbol en las instalaciones eléctricas de Puerto Maldonado. SEIN Informe Técnico Nº DSE-CT Página 50

67 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 Mantenimiento electromecánico en las SET s San Gabán, Mazuko y Puerto Maldonado. Figura Nº 40 Alternativas de solución a corto plazo S.E. Iberia SOLUCIÓN A CORTO PLAZO Mantenimiento electromecánico en las SET s San Gabán, Mazuko y Puerto Maldonado. S.E. Puerto Maldonado S.E. Mazuko L-1015 L-1013 S.E. San Rafael L-1009 L-1014 S.E. San Gaban II L-1010 L-6021 S.E. Azangaro SEIN Instalación de pararrayos, cambio y limpieza de aisladores, limpieza de faja de servidumbre y corte árboles en las líneas L (San Gabán- Mazuko) y L-1015 (Mazuko-Puerto Maldonado), propuestas por ELSE, en el plan de mejora 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 , previsto para el año 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 , previsto para el año Informe Técnico Nº DSE-CT Página 51

68 Figura Nº 41 Alternativas de solución a mediano y largo plazo S.E. Iberia Implementación de Generación Distribuida. Implementación de la SET Iberia Con la operación del TP de 138/22,9/10 kv - 16/5/14 MVA rotado de la SET Puerto Maldonado, el año Aprobado en el PIT S.E. Puerto Maldonado S.E. Mazuko L-1015 SOLUCIÓN A MEDIANO CORTO PLAZO Y LARGO PLAZO L-1013 S.E. San Rafael L-1009 L-1014 S.E. San Gaban II L-1010 L-6021 S.E. Azangaro SEIN Línea de Transmisión Puerto Maldonado-Iberia en 138 kv de 165 km, implementación con conductor de 240 mm2 tipo ACAR, el año 2020 Aprobado en el PIT Informe Técnico Nº DSE-CT Página 52

69 5.3.3 EMPRESA ELÉCTRICA DE HIDRANDINA La empresa de distribución eléctrica Hidrandina perteneciente al grupo Distriluz, cuenta con clientes al tercer trimestre 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 Página 53

70 Figura Nº 43 Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Hidrandina SAIDI SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Hidrandina 2017 Trujillo Rural Casma Rural Casma Pomabamba Promedio SAIFI: 5.99 Huari 8.0 Otuzco-Motil-Florida Quiruvilca Huarmey Paiján-Malabrigo 6.0 Ticapampa Sihuas 4.0 Caj. Baja Densidad 2.0 Truj. Baja Densidad Cajamarca Rural Tayabamba Cajamarca Caraz-C-H. Cajabamba 0.0 Celendín Huamachuco SAIFI 20.0 * SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones durante el año 2016 (Anexo 1 y 2 del P-074). Promedio SAIDI: 5.92 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 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 54

71 Instalación Causante Cuadro Nº 32 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 33 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Figura Nº 45 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Informe Técnico Nº DSE-CT Página 55

72 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Caída conductor red Descargas atmosféricas Corte de emergencia Otros - Fenómenos Naturales Contacto entre conductores Total *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 Página 56

73 AAAC - 3x240 mm² km Figura Nº 47 Interrupción por componente (SESIHUAS) 138/60/23±10X1% kv TP-A045 Dynyn5 AAAC - 3x120 mm² km Desconexión de la línea L365 por descargas atmosféricas. Desconexión de la línea L350 por descargas atmosféricas y contacto entre conductores. (SEKIMANAYLLU) (SEPOMABAMBA) 60/23±10X1% kv TP-6023 Dyn5 AAAC - 3X120 mm² km (SEHUARI) 57±13X1%/22.9/13.8 kv TP-6029 YNyn0d5 Desconexión de la SET P389 por caída conductor de red, descargas atmosféricas, corte de emergencia y contacto entre conductores. YNd5 Dyn11 Desconexión de la SET N por otros fenómenos naturales. 60±16X1.1%/10/7.2 kv TP-6031 YNyn6-YNd5 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 N Causa por contacto entre conductores: Línea L350 (Sihuas-Pomabamba) y P389 (SE Pomabamba) 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 57

74 SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 39% y 49% respectivamente desde el año 2015 al Instalación Causante Cuadro Nº 35 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 36 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 58

75 Figura Nº 49 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Descargas atmosféricas Otros - Fenómenos Naturales Contacto entre conductores Total *SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016 Figura Nº 50 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 59

76 AAAC - 3x240 mm² km 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 (SESIHUAS) 138/60/23±10X1% kv TP-A045 Dynyn5 AAAC - 3x120 mm² km Desconexión de la línea L365 por descargas atmosféricas. Desconexión de la línea L350 por descargas atmosféricas y contacto entre conductores. (SEPOMABAMBA) 60/23±10X1% kv TP-6023 Dyn5 AAAC - 3X120 mm² km (SEHUARI) 57±13X1%/22.9/13.8 kv TP-6029 YNyn0d5 AAAC - 3x120 mm² km Desconexión de la línea L362 por contacto entre conductores. YNd5 Dyn11 (SEKIMANAYLLU) 60±16X1.1%/10/7.2 kv TP-6031 YNyn6-YNd5 Dyn5 YNd5 Desconexión de la SET N por otros fenómenos naturales. 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 N Causa por contacto entre conductores: Línea L350 (Sihuas-Pomabamba) y L362 (Pomabamba-Huari). Informe Técnico Nº DSE-CT Página 60

77 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. 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 Instalaciones 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. 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. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 61

78 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 (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. CORTO PLAZO Figura Nº 53 Alternativas de solución a corto plazo Plan de Mejora 2017 HID, Desmontar torre metálica inoperativa en estructura E29 y coordinar la construcción de variante por presencia de falla geológica en estructura E29 de la LT L-6689 Sihuas - Pomabamba. Plan de Mejora 2017 HID, Instalación de pararrayos, contadores de descargas e instalación de pozos a tierra y sistema anillado, en estructuras con mayor incidencia de descargas y mantenimiento de los sistemas de puestas a tierra en las LT L-1132, L-6689 y L Informe Técnico Nº DSE-CT Página 62

79 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. LARGO PLAZO Figura Nº 54 Alternativas de solución a largo plazo Plan de Mejora 2017 HID, Desmontar torre metálica inoperativa en estructura E29 y coordinar la construcción de variante por presencia de falla geológica en estructura E29 de la LT L-6689 Sihuas - Pomabamba. 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. Plan de Mejora 2017 HID, Instalación de pararrayos, contadores de descargas e instalación de pozos a tierra y sistema anillado, en estructuras con mayor incidencia de descargas y mantenimiento de los sistemas de puestas a tierra en las LT L-1132, L-6689 y L Línea de trasmisión 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 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 Implementación de Generación Distribuida. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 63

80 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 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 Página 64

81 Figura Nº 56 Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electro Puno SAIDI SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electro Puno 2017 Antauta Promedio SAIFI: Ilave-Pomata Azángaro SAIFI * 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 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 Promedio SAIDI: 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 65

82 Instalación Causante Cuadro Nº 38 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 39 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 66

83 Figura Nº 58 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Descargas atmosféricas Corte de emergencia Fuertes vientos Otros - Fenómenos Naturales Total Figura Nº 59 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 67

84 49.38 km AAAC - 3x150 mm² km AAAC - 3x120 mm² AAAC - 3x120 mm² 4.2 km 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 T Desconexión de la línea L6021 por descargas atmosféricas, corte de emergencia, fuertes vientos y otros fenómenos naturales km km km 78.2 km T AAAC - 3x150 mm² 83 km km AAAC - 3x150 mm² AAAC mm² 7 km Desconexión de la SET Antauta por corte de emergencia, fuertes vientos y otros fenómenos naturales. 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) 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). Informe Técnico Nº DSE-CT Página 68

85 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 Instalación Causante Cuadro Nº 41 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 42 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 69

86 Figura Nº 62 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Descargas atmosféricas Fuertes vientos Otros - Fenómenos Naturales Otros - Propio Total Figura Nº 63 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 70

87 AAAC - 3x120 mm² km km AAAC - 3x150 mm² km AAAC - 3x120 mm² AAAC - 3x120 mm² 4.2 km 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 T Desconexión de la línea L6024 por descargas atmosféricas km km km 78.2 km AAAC - 3x150 mm² AAAC mm² 83 km 7 km T Desconexión de la línea L km AAAC - 3x150 mm² por descargas atmosféricas, fuertes vientos y otrosfenómenos naturales. Desconexión de la SET Ananea por descargas atmosféricas, fuertes vientos, otros fenómenos naturales y otros propios. 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). Informe Técnico Nº DSE-CT Página 71

88 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 Instalación Causante Cuadro Nº 44 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 45 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 72

89 Figura Nº 66 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Descargas atmosféricas Fuertes vientos Otros - Fenómenos Naturales Total 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 Página 73

90 AAAC - 3x120 mm² 60 km 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 km 37 km 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 km AAAC - 3x120 mm² 2.95 km AAAC - 3x120 mm² 43.5 km 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) 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 74

91 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 Página 75

92 Figura Nº 69 Interrupción por componente a nivel de transmisión 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. Instalaciones de transmisión críticos Descargas atmosféricas produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de las líneas L-6024 Azángaro- Deriv Putina, L-6026 Deriv. Putina-Huancané y L 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. Interrupciones por descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales en las instalaciones eléctricas de Juliaca Rural. Interrupciones por descargas atmosféricas, fuertes vientos y otros fenómenos naturales en las instalaciones eléctricas de Ilave-Pomata 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 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 Página 76

93 Figura Nº 70 Alternativas de solución 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 Puno Pomata y L-6027; así como medición de PAT en las SET s Ananea e Ilave. - 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. ALTERNATIVAS A CORTO PLAZO Alternativas a mediano y largo plazo PIT 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 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 Línea de transmisión Tintaya Azángaro Juliaca Puno en 220kV. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 77

94 Figura Nº 71 Alternativas de solución a largo plazo Plan de inversión de transmisión Plan de transmisión COES Línea de transmisión Tintaya Azángaro Juliaca Puno en 220kV. - 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 inversión de transmisión 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. ALTERNATIVAS A MEDIANO Y LARGO PLAZO Informe Técnico Nº DSE-CT Página 78

95 5.3.5 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO ORIENTE La empresa de distribución eléctrica Electro Oriente, cuenta con un área de concesión de km 2 con clientes al tercer trimestre 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 Página 79

96 Figura Nº 73 Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electro Oriente SAIDI 25.0 SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electro Oriente San Ignacio Bagua Jaén Rural Promedio SAIFI: 5.02 Tarapoto Rural Bagua Jaén Moyobamba Tarapoto SAIFI * 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 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 Promedio SAIDI: 5.74 Gera Rioja Oriente Yurimaguas Informe Técnico Nº DSE-CT Página 80

97 Instalación Causante Cuadro Nº 47 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 48 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % 1.1 3% Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Figura Nº 75 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Informe Técnico Nº DSE-CT Página 81

98 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Otros - Fenómenos Naturales Falla equipo Total 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 Página 82

99 Figura Nº 77 Interrupción por componente Desconexión de la línea por falla de equipo. AAAC 240 mm² 80.8 km TP-1203 YNyn0d5 AAAC 240 mm² 25 km TP-1314 YNd5 TP-1311 YNyn0d5 TP-1301 YNyn0d5 YNyn6 YNyn6 Yd5-Yy6 TP-2221 YN0 Desconexión de la línea 2012 y 2016 por error de fenómenos naturales. 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 Causa por otros fenómenos naturales: Línea 2012 (Lamas) y 2016 (Juan Guerra) 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 83

100 Instalación Causante Cuadro Nº 50 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 51 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Figura Nº 79 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Informe Técnico Nº DSE-CT Página 84

101 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Falla equipo Ajuste inadecuado Descargas atmosféricas Corte de emergencia Fuertes vientos Total 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 Página 85

102 AAAC 240 mm² 22 km AAAC 70 mm² 1.7 km Figura Nº 81 Interrupción por componente AAAC 240 mm² 96.3 km TP- YNd5 YNd5 3.5 km TP-1331 YNyn0d5 YNd5 TP-601 YNyn0d5 ASCR 78 mm² 17.5 km AAAC 240 mm² km AAAC 240 mm² 7.9 km Desconexión de la línea 3453 y 3454 por descargas atmosféricas y falla de equipo. Desconexión de la línea 3451 por ajuste inadecuado de protecciones y descargas atmosféricas. TP YNd11 TP YNd11 TP-6030 YNynd5 TP-607 YNd11 Desconexión de la línea 3291, 3292 y 3293 por descargas atmosféricas, fuertes vientos, corte de emergencia y falla de equipo. 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) 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 86

103 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 Página 87

104 L-2252 L-1142 (174 km) (28 km) L-2251 L-1122 (73 km) (44,42 km) L-1124 (109,91 km) (58 km) L-1018 (96.3 km) L-6091 (22 km) 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 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN DE CORTO PLAZO S.E. VIZCARRA R MVAR 138 kv SEIN S.E. PIEDRA BLANCA T-01 50/50/0.3 MVA T MVA BC-6 2 MVAR 10 S.E. AUCAYACU S.E. AGUAYTIA 220 kv AT /50/20 MVA 138 kv T T /13/10 MVA 7/7/2.3 MVA 60 S.E. TINGO MARIA S.E. TOCACHE 10 22,9 kv 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 (Nueva Juanjui Bellavista). S.E. BELLAVISTA L-1016 L-1019 L-1017 T /7/2,3 MVA T /7/2 MVA 22.9 kv INDUSTRIAS DEL ESPINO HORIZONTE 138 kv (124 km) 10 kv 7/3/7 MVA S.E. JUANJUI 22.9kV 138 kv (25 km) 10 kv 5 MVAR 138 kv 5 MVAR 12.5 MVAR 15/15/5.3 MVA 22.9 kv 33 kv 60 kv 60 kv 12/12/3.6MVA PONGO DE CAYNARACHI L-6093 C.T. YURIMAGUAS (31.6 Km) YURIMAGUAS 10 L MVAR S.E. PONGO DE 18 MVA CAYNARACHI C.T. TARAPOTO Generación Adicional Yurimaguas Grupo [4 [4 MW] Generación Adicional Picota Grupo [4 MW] 0.44 (80.8 km) 10 kv C.T. BELLAVISTA 138 kv 10 kv S.E. MOYOBAMBA 138 kv 25/7/25 MVA 5 MVAR S.E. TARAPOTO Instalación de descargadores de sobretensión en la línea L-1017 (Bellavista Tarapoto). 15/15/7 MVA 60 kv 60 kv 4.5 MVA MVA 22.9 S.E. RIOJA C.T. MOYOBAMBA 5 MVAR L-6090 (17.5 km) L-6092 (15,06 km) 60 kv Generación Adicional en Gestión Moyobamba Grupo [5 MW] TP ,9/6,6/9,3 MVA kv S.E. GERA I CEMENTO SELVA S.E. CEMENTO SELVA 10/3/10 MVA 22,9 L-6094 Instalación de cinco (5) transformadores zig-zag en las subestaciones Bellavista, Tarapoto, Moyobamba, Rioja y Nueva Cajamarca Generación Adicional Picota Grupo [4 MW] (9,2 km) 22,9 C.H. GERA I C.H. GERA II 2x3 MW 1x2 MW 60 kv 0.44 Generación Adicional Yurimaguas TP MVA 10 S.E. NUEVA CAJAMARCA Grupo [4 MW] Generación Adicional Nva. Cajamarca Grupo [4 MW] Informe Técnico Nº DSE-CT Página 88

105 L-2252 L-1142 (174 km) (28 km) L-2251 T MVA BC-6 2 MVAR L-1122 (73 km) 20/13/10 MVA (44,42 km) 7/7/2.3 MVA L-1124 (109,91 km) T /7/2,3 MVA T /7/2 MVA 7/3/7 MVA C.T. YURIMAGUAS YURIMAGUAS (58 km) 5 MVAR 15/15/5.3 MVA 18 MVA L MVAR (96.3 km) L-6091 (22 km) CEMENTO SELVA 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 G ALTERNATIVAS A MEDIANO Y LARGO PLAZO R MVAR 138 kv SEIN S.E. S.E. VIZCARRA AGUAYTIA S.E. PIEDRA BLANCA T-01 50/50/0.3 MVA 10 S.E. AUCAYACU 220 kv AT /50/20 MVA T T S.E. TINGO MARIA S.E. TOCACHE 138 kv 10 22,9 kv Instalación de 30 Pararrayos en la línea L-1124 (SE Aucayacu SE Tocache). 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) kv INDUSTRIAS DEL ESPINO HORIZONTE 138 kv (124 km) 10 kv S.E. JUANJUI 22.9kV 138 kv PONGO DE CAYNARACHI L-3301 Generación Adicional Yurimaguas Grupo [4 [4 MW] 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 (Nueva Juanjui Bellavista). S.E. BELLAVISTA L-1016 L-1019 L-1017 (25 km) 10 kv 138 kv 5 MVAR 12.5 MVAR 33 kv 60 kv 60 kv 12/12/3.6MVA L-6093 (31.6 Km) kv Generación Adicional Picota Grupo [4 MW] S.E. PONGO DE CAYNARACHI 0.44 C.T. TARAPOTO (80.8 km) 10 kv C.T. BELLAVISTA 10 MVAR 138 kv 10 kv 138 kv S.E. MOYOBAMBA 138 kv 25/7/25 MVA S.E. TARAPOTO SEIN 220 kv S.E. NUEVA MOYOBAMBA 15/15/7 MVA 60 kv 60 kv 4.5 MVA (110.2 km) MVA 22.9 S.E. RIOJA 0.44 C.T. MOYOBAMBA Generación Adicional Picota 5 MVAR Grupo [4 MW] L-6090 (17.5 km) L-6092 (15,06 km) 60 kv Generación Adicional en Gestión Moyobamba Grupo [5 MW] TP ,9/6,6/9,3 MVA kv S.E. CEMENTO SELVA S.E. GERA I 10/3/10 MVA 22,9 L-6094 Instalación de cinco (5) transformadores zig-zag en las subestaciones Bellavista, Tarapoto, Moyobamba, Rioja y Nueva Cajamarca. (9,2 km) 22,9 C.H. GERA I C.H. GERA II 2x3 MW 1x2 MW 60 kv 0.44 Generación Adicional Yurimaguas TP MVA 10 S.E. NUEVA CAJAMARCA Grupo [4 MW] Generación Adicional Nva. Cajamarca Grupo [4 MW] Informe Técnico Nº DSE-CT Página 89

106 5.3.6 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRONOROESTE La empresa de distribución eléctrica Electronoroeste, cuenta con un área de concesión de km 2 con clientes regulados al tercer trimestre 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 Página 90

107 Figura Nº 86 Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electronoroeste SAIDI SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electronoroeste 2017 Corrales Zorritos Promedio SAIFI: Promedio SAIDI: 5.2 Zarumilla SAIFI * 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 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 91

108 Instalación Causante Cuadro Nº 53 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 54 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Figura Nº 88 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Informe Técnico Nº DSE-CT Página 92

109 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Inundaciones Total 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 Página 93

110 137 km km L km L-129 L km 0.23 km AAAC - 95 mm² AAAC - 95 mm² AAAC - 95 mm² Figura Nº 90 Interrupción por componente 75 km AAAC mm² Desconexión de la SET Charán por inundaciones a consecuencia de Fenómeno del Niño (Tormenta eléctrica) YNynd11 33±3x1.5%/10 kv 1TP3027 Dyn5 0.4 km AAAC mm² L km AAAC - 95 mm² L km AAAC - 95 mm² L km AAAC - 95 mm² 33±2x2.5%/22.9 kv 1TP3019 Dyn5 33±2x1.22%/10 kv 1TP3024 Yd km L-6665A (L-118) 24 km AAAC mm² 60±13x1%/33/10 kv 1TP6002 YNynd5 33±2x1.5%/22.9 kv 1TP3034 Dyn5 N2SY mm² 0.1 km 33±2x2.5%/10 kv 1TP3020 Dyn5 60±13x1%/22.9/10 kv 33±3x1.5%/10.5 kv 1TP3029 Dyn5 L-6665B (L-121) 11.6 km AAAC mm² 60±13x1%/22.9/10 kv 1TP6016 YNynd5 L-6665B (L-121) 12.5 km AAAC mm² 1TP6017 YNynd5 La causa de interrupción por inundaciones, produjo desconexión de la SET Charán (C.T. Tumbes) del sistema eléctrico de Corrales 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 Instalación Causante Cuadro Nº 56 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite Excedencia 130% 79% 10% -25% 9% 527% Informe Técnico Nº DSE-CT Página 94

111 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 Cuadro Nº 57 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión 0.9 9% % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Figura Nº 92 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 95

112 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Inundaciones Total 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 Página 96

113 137 km L km AAAC - 95 mm² L-129 L km 0.23 km AAAC - 95 mm² AAAC - 95 mm² km Figura Nº 94 Interrupción por componente 75 km AAAC mm² Desconexión de la SET Charán por inundaciones a consecuencia de Fenómeno del Niño (Tormenta eléctrica) YNynd11 33±3x1.5%/10 kv 1TP3027 Dyn5 0.4 km AAAC mm² L km AAAC - 95 mm² L km AAAC - 95 mm² L km AAAC - 95 mm² 33±2x2.5%/22.9 kv 1TP3019 Dyn5 33±2x1.22%/10 kv 1TP3024 Yd11 33±2x2.5%/10 kv 104 km L-6665A (L-118) 24 km AAAC mm² 60±13x1%/33/10 kv 1TP6002 YNynd5 33±2x1.5%/22.9 kv 1TP3034 Dyn5 N2SY mm² 0.1 km 1TP3020 Dyn5 60±13x1%/22.9/10 kv 33±3x1.5%/10.5 kv 1TP3029 Dyn5 L-6665B (L-121) 11.6 km AAAC mm² 60±13x1%/22.9/10 kv 1TP6016 YNynd5 L-6665B (L-121) 12.5 km AAAC mm² 1TP6017 YNynd5 La causa de interrupción por inundaciones, produjo desconexión de la SET Charán (C.T. Tumbes) del sistema eléctrico de Zorritos 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: Informe Técnico Nº DSE-CT Página 97

114 - 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 T Zorritos, el cual se encuentra a punto de sobrecargarse con 98.2%. Figura Nº 95 Interrupción por componente a nivel de transmisión Interrupciones por inundaciones en las instalaciones eléctricas de Corrales. Interrupciones por inundaciones en las instalaciones eléctricas de Zorritos. Instalaciones de transmisión críticos 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 T Zorritos, el cual se encuentra a punto de sobrecargarse con 98.2% 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 Página 98

115 Figura Nº 96 Alternativas de solución a corto plazo 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. Alternativas a mediano y largo plazo PIT Línea en 60 kv nueva Zorritos Tumbes de 24 km. - Celda de línea SET AT/MT Tumbes. Previsto para el año Celda de línea MAT/AT Nueva Zorritos. Previsto para el año PIT 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 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 Plan de transmisión COES 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 Página 99

116 Figura Nº 97 Alternativas de solución a largo plazo PIT ALTERNATIVAS A MEDIANO Y LARGO PLAZO - Transformador adicional de 60/23/10 kv de 30 MVA, a instalarse en la SET Tumbes. Previsto para el año Transformador de 220/60/23 kv de 50/60 MVA, a instalarse en la SET Zorritos. Previsto para el año PIT Línea en 60 kv nueva Zorritos Tumbes de 24 km. - Celda de línea SET AT/MT Tumbes. Previsto para el año Celda de línea MAT/AT Nueva Zorritos. Previsto para el año Plan de transmisión COES 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 Página 100

117 5.3.7 EMPRESA ELÉCTRICA DE SEAL La empresa de distribución eléctrica SEAL, cuenta con un área de 6, km 2 con clientes al tercer trimestre 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 Página 101

118 Figura Nº 99 Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de SEAL SAIDI SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Seal 2017 Ocoña 30.0 Camaná Chuquibamba Promedio SAIFI: 6.33 Valle de Majes Caravelí Majes-Sihuas Islay Bella Unión-Chala SAIFI * 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 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 Promedio SAIDI: Informe Técnico Nº DSE-CT Página 102

119 Instalación Causante Cuadro Nº 59 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 60 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Figura Nº 101 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Informe Técnico Nº DSE-CT Página 103

120 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 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 (SE Majes SE Camaná). Cuadro Nº 61 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Año Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Bajo nivel de aislamiento Otros - Propio Caída conductor red Descargas atmosféricas Corte de emergencia Total 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 Página 104

121 Figura Nº 103 Interrupción por componente Desconexión de la línea L1031 por otros propio y descargas atmosféricas. Desconexión de la línea L1032 por bajo nivel de aislamiento. 10 km 10 km 64 km 23 km AAAC 3x240mm2 49 km AAAC 3x185mm km AAAC 3x185mm km 132±13x1%/22.9/10kV T YNyn0-YNd5 FUTURO OCOÑA, CARAVELI 10 km 12 km 132±13x0.884%/22.9/10kV T YNyn0d5 20 MVA 20 MW 20 MVA 5.2 km 138±13x1%/60/22.9/10kV T YN0yn0yn0d5 20 MW Desconexión de la SET Jahuay por caída conductor de red. 6 MVA 1 MVA 0.85 MVA Desconexión de la SET Ocoña por corte de emergencia y otros propio. 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) 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 105

122 Instalación Causante Cuadro Nº 62 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 63 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Figura Nº 105 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Informe Técnico Nº DSE-CT Página 106

123 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Otros - Propio Fuertes vientos Total 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 Página 107

124 Figura Nº 107 Interrupción por componente Desconexión de la línea L1031 por fuertes vientos y otros propio. 10 km 10 km 64 km 23 km AAAC 3x240mm2 49 km AAAC 3x185mm km 10 km 12 km 132±13x0.884%/22.9/10kV T YNyn0d5 20 MW 20 MVA 5.2 km 138±13x1%/60/22.9/10kV T YN0yn0yn0d5 AAAC 3x120mm km 60/23±10x1% T60-62 Dyn5 60±2x2.5%/13.2kV T15-61 Dyn5 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) 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 108

125 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 Instalación Causante Cuadro Nº 65 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 66 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Total % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 109

126 Figura Nº 109 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Otros - Propio Bajo nivel de aislamiento Falla equipo Fuertes vientos Corte de emergencia Total Figura Nº 110 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 110

127 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 20 MW 10 km 10 km 10 km 20 MVA 64 km 23 km 12 km 5.2 km 132±13x0.884%/22.9/10kV T YNyn0d5 AAAC 3x240mm2 49 km Desconexión de la línea L1031 por otros propio y fuertes vientos. AAAC 3x185mm km 138±13x1%/60/22.9/10kV T YN0yn0yn0d5 Desconexión de la línea L6550 por bajo nivel de aislamiento, falla equipo y corte de emergencia AAAC 3x120mm km Desconexión de la SET Chuquibamba por bajo nivel de aislamiento y falla equipo. 60/23±10x1% T60-62 Dyn5 60±2x2.5%/13.2kV T15-61 Dyn5 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). Informe Técnico Nº DSE-CT Página 111

128 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 Instalación Causante Cuadro Nº 68 Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión. Año 2014 Año 2015 Año 2016 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI Transmisión Límite 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 Cuadro Nº 69 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Distribución % % Transmisión % % Generación 0.0 0% 0.0 0% Informe Técnico Nº DSE-CT Página 112

129 Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%) Total % % Figura Nº 113 SAIFI y SAIDI por instalación causante Año 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 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 (SE Majes SE Camaná). Cuadro Nº 70 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Año Causas de interrupción N Suministro SAIFI SAIDI Bajo nivel de aislamiento Otros - Propio Fuertes vientos Total Figura Nº 114 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción Informe Técnico Nº DSE-CT Página 113

130 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 Desconexión de la línea L1031 por otros propio y fuertes vientos. Desconexión de la línea L1031 por bajo nivel de aislamiento. 10 km 10 km 64 km 23 km AAAC 3x240mm2 49 km AAAC 3x185mm km AAAC 3x185mm km 132±13x1%/22.9/10kV T YNyn0-YNd5 FUTURO OCOÑA, CARAVELI 10 km 12 km 132±13x0.884%/22.9/10kV T YNyn0d5 20 MVA 20 MW 20 MVA 5.2 km 138±13x1%/60/22.9/10kV T YN0yn0yn0d5 20 MW 6 MVA 1 MVA 0.85 MVA 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) 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. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 114

131 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 T Repartición y con una cargabilidad de 99.6%. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 115

132 Figura Nº 116 Interrupción por componente a nivel de transmisión Interrupciones por otros propios, bajo nivel de aislamiento, falla equipo, fuertes vientos y corte de emergencia en las instalaciones eléctricas de Chuquibamba. Instalaciones de transmisión críticos 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 T Repartición y con una cargabilidad de 99.6%. Interrupciones por bajo nivel de aislamiento, otros propio y fuertes vientos en las instalaciones eléctricas de Camaná. Interrupciones por otros propio y fuertes vientos en las instalaciones eléctricas de Majes Sihuas. Interrupciones por bajo nivel de aislamiento, otros propio, caída conductor de red, descargas atmosféricas y corte de emergencia en las instalaciones eléctricas de Ocoña 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 Página 116

133 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 LT Majes Corire Chuquibamba - Imposición de servidumbre de la línea L-6550 Majes Corire - Chuquibamba. - PAT. 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. ALTERNATIVAS DE CORTO PLAZO LT Repartición Majes - Instalación de zócalos anti-inflamables de protección. - Mantenimiento, mejoramiento y cambio de Puestas a Tierra. LT Base Islay Mollendo 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. - Reforzamiento de la línea L-3031 cambiando el conductor de aluminio de 70 mm2 a 120 mm2. - Cambio de estructuras de anclaje en mal estado. - PAT Informe Técnico Nº DSE-CT Página 117

134 Alternativas a mediano y largo plazo PIT 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 Plan de transmisión COES Línea de transmisión en 500 kv Mantaro Marcona Nueva Socabaya. Figura Nº 118 Alternativas de solución a largo plazo Plan de transmisión COES ALTERNATIVAS A MEDIANO Y LARGO PLAZO - Línea de transmisión en 500 kv Mantaro Marcona Nueva Socabaya. PIT 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 Informe Técnico Nº DSE-CT Página 118

135 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 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 Número de sistemas eléctricos críticos con causas de interrupción predominantes 45 Descargas atmosféricas 9 8 Falla de equipo Bajo nivel de aislamiento 5 Caída conductor de red Fuertes vientos Inundaciones Fenómenos naturales Ajuste Otras causas inadecuado de protecciones 5.5 EVOLUCIÓN DEL SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017 PARA LOS AÑO 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 Se seleccionaron a estos sistemas por mayor incidencia de SAIFI y SAIDI de transmisión. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 119

136 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 Evolución de SAIFI de los sistemas eléctricos críticos 35-39% 2015 TRANS % 750% 41% 3% 4% 2100% 1206% -12% 220% 91% 135% -38% -16% -36% 160% 330% -18% -29% -28% 33% 319% -20% 37% 2016 TRANS -26% -33% % 18% 12% 199% * 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 Evolución de SAIDI de los sistemas eléctricos críticos 70-61% 2015 TRANS TRANS % 185% 1257% 3491% 327% 1652% 28% 1660% 1610% 228% 1616% 98% 1% 302% 460% 48% -45% -49% -71% -81% -81% -83% % 711% 732% 4% 164% 1386% 82% 10 0 * SAIDI de transmisión de 2016 de naturaleza no programada con responsabilidad propia y fenómenos naturales. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 120

137 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 Así mismo, 28 sistemas disminuyeron en 51% promedio su indicador SAIDI de 18 a 5 horas desde el año 2015 al Cuadro Nº 72 Evolución de SAIFI y SAIDI de transmisión de los sistemas críticos 2017 Años 2015 y N Empresa Sistema Eléctrico Sector Típico Año 2015 Año 2016* SAIFI Transm SAIFI Transm SAIFI (%) Año 2015 Año 2016* SAIDI Transm SAIDI Transm SAIDI (%) 1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) % % 2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) % % 3 Electro Oriente SE0096 (Bagua-Jaén) % % 4 Electro Oriente SE0225 (Bagua-Jaén Rural) % % 5 Electro Oriente SE2233 (Gera) % % 6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) % % 7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) % % 8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) % % 9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) % % 10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) % % 11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) % % 12 Electro Puno SE0028 (Antauta) % % 13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) % % 14 Electro Puno SE0030 (Ilave-Pomata) % % 15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) % % 16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) % % 17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) % % 18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) % % 19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) % % 20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) % % 21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) % % 22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) % % 23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) % % 24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) % % 25 Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural) % % 26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) % % 27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) % % 28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) % % 29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) % % 30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) % % 31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) % % 32 Electrocentro SE0068 (Cangallo-Llusita) % % 33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo-Satipo) % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 121

138 N Empresa Sistema Eléctrico Sector Típico Año 2015 Año 2016* SAIFI Transm SAIFI Transm SAIFI (%) Año 2015 Año 2016* SAIDI Transm SAIDI Transm SAIDI (%) 34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) % % 35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) % % 36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) % % 37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) % % 38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) % % 39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) % % 40 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) % % 41 Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2) % % 42 Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3) % % 43 Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) % % 44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) % % 45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) % % 46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) % % 47 Electrosur SE0115 (Tarata) % % 48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) % % 49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) % % 50 Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad) % % 51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) % % 52 Hidrandina SE0123 (Caraz-Carhuaz- Huaraz) % % 53 Hidrandina SE1119 (Casma) % % 54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) % % 55 Hidrandina SE0128 (Celendín) % % 56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) % % 57 Hidrandina SE0126 (Huari) % % 58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) % % 59 Hidrandina SE1168 (Otuzco-Motil-Florida) % % 60 Hidrandina SE3122 (Paiján-Malabrigo) % % 61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) % % 62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) % % 63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) % % 64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) % % 65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) % % 66 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad) % % 67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) % % 68 Seal SE0248 (Bella Unión-Chala) % % 69 Seal SE0138 (Camaná) % % 70 Seal SE0145 (Caravelí) % % 71 Seal SE0141 (Chuquibamba) % % 72 Seal SE0249 (Islay) % % Informe Técnico Nº DSE-CT Página 122

139 N Empresa Sistema Eléctrico Sector Típico Año 2015 Año 2016* SAIFI Transm SAIFI Transm SAIFI (%) Año 2015 Año 2016* SAIDI Transm SAIDI Transm SAIDI (%) 73 Seal SE0250 (Majes-Siguas) % % 74 Seal SE0144 (Ocoña) % % 75 Seal SE0252 (Valle de Majes) % % * SAIFI y SAIDI de transmisión de 2016 de naturaleza no programada con responsabilidad propia y fenómenos naturales. Indicadores que aumentaron en SAIFI y/o SAIDI Indicadores que disminuyeron en SAIFI y/o SAIDI Nota: En el anexo N 2 se presentan los cuadros resumen de las principales problemáticas y alternativas de solución de corto plazo, mediano (PIT , PIT ) y largo plazo (Plan de Transmisión COES) para los 75 sistemas críticos con alta incidencia en transmisión 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. Informe Técnico Nº DSE-CT Página 123

140 Figura Nº 122 Proceso para la determinación y carga de los sistemas críticos de transmisión al Módulo SCRITICOS Empresa Eléctrica Concesionaria INICIO Reporte Consolidación de información En base Extranet: SITRAE-P091 GFEIT-P074 Evaluación P. N 074 Además se considera instalaciones eléctricas que estén a punto de sobrecargarse y/o congestionar y otras por ser radiales altamente críticas. Instalaciones en alerta: Líneas congestionadas y transformadores sobrecargados Determinación Evaluación P. N 091 Sistemas de Transmisión con instalaciones de transmisión críticos Monitoreo de TFL, TFC, INDISL e INDISE de las instalaciones eléctricas de transmisión Sistemas eléctricos que excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en transmisión de naturaleza no programada (fallas) y responsabilidad propia y Fen. Nat. Determinación Sistemas eléctricos críticos de transmisión 2017 Sistemas de Transmisión Críticos METAS SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 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 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 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 , PIT Informe Técnico Nº DSE-CT Página 124

141 , 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 Cuadro Nº 73 Metas de indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables N Empresa Sistema Eléctrico ST 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) Electro Dunas SE4045 (Puquio) Electro Oriente SE0096 (Bagua-Jaén) Electro Oriente SE0225 (Bagua-Jaén Rural) Electro Oriente SE2233 (Gera) Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) Electro Puno SE0028 (Antauta) Electro Puno SE0027 (Azángaro) Electro Puno SE0030 (Ilave-Pomata) Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) Electro Sur Este SE0033 (Iberia) Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) Electro Sur Este SE0036 (La Convención) Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural) Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) Informe Técnico Nº DSE-CT Página 125

142 Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables N Empresa Sistema Eléctrico ST Meta 2017 Meta 2018 Meta 2019 Meta 2020 Meta 2021 SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI 30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) Electrocentro SE0068 (Cangallo-Llusita) Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo-Satipo) Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) Electrocentro SE0067 (Pichanaki) Electrocentro SE0080 (Pozuzo) Electrocentro SE0074 (San Francisco) Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2) Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3) Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) Electronoroeste SE1084 (Corrales) Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) Electronoroeste SE1165 (Zorritos) Electrosur SE0115 (Tarata) Hidrandina SE1230 (Cajabamba) Hidrandina SE0118 (Cajamarca) Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad) Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) Hidrandina SE0123 (Caraz-Carhuaz- Huaraz) Hidrandina SE1119 (Casma) Hidrandina SE0169 (Casma Rural) Hidrandina SE0128 (Celendín) Hidrandina SE2230 (Huamachuco) Hidrandina SE0126 (Huari) Hidrandina SE0121 (Huarmey) Hidrandina SE1168 (Otuzco-Motil-Florida) Hidrandina SE3122 (Paiján-Malabrigo) Hidrandina SE0127 (Pomabamba) Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) Hidrandina SE2124 (Sihuas) Hidrandina SE0132 (Tayabamba) Hidrandina SE0125 (Ticapampa) Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad) Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) Informe Técnico Nº DSE-CT Página 126

143 Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables N Empresa Sistema Eléctrico ST 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) Seal SE0138 (Camaná) Seal SE0145 (Caravelí) Seal SE0141 (Chuquibamba) Seal SE0249 (Islay) Seal SE0250 (Majes-Siguas) Seal SE0144 (Ocoña) Seal SE0252 (Valle de Majes) ACCIONES DE OSINERGMIN DSE PARA EL AÑO REUNIONES ENTRE FONAFE, CONCESIONARIAS Y OSINERGMIN El 10 de marzo de 2017 se sostuvo una reunión entre FONAFE, las EEDE 6 (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 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 Página 127

144 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 Página 128

145 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 para los 75 sistemas eléctricos críticos Informe Técnico Nº DSE-CT Página 129

146 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 Anexo N 2: Problemáticas y alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos Magdalena del Mar, marzo de 2017 Atentamente, Ing. Leonidas Sayas Poma Gerente de Supervisión de Electricidad (e) Informe Técnico Nº DSE-CT Página 130