Informe Técnico Nº DSE CT 14 2017...Chulucanas ‐ Morropón ‐ Loma Larga REP T15‐261 Piura...

División de Supervisión de Eléctrica

Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 (Problemática de interrupciones en instalaciones críticas de transmisión

que abastecen a sistemas eléctricos y sus alternativas de solución)

Magdalena del Mar, marzo de 2017

Informe Técnico Nº DSE‐CT‐14‐2017 Página 1

RESUMEN EJECUTIVO

1. OBJETIVO

Presentar los sistemas de transmisión críticos 2017, determinados como resultado de la evaluación de la performance de las instalaciones de transmisión y de los indicadores de interrupciones SAIFI y SAIDI con origen en las instalaciones de transmisión.

Efectuar el diagnóstico de la calidad del suministro en los sistemas eléctricos críticos 2017, mostrando la problemática de interrupciones; así como sus respectivas alternativas de solución de corto, mediano (PIT 2013‐2017, PIT 2017‐2021) y largo plazo (Plan de Transmisión COES); entre otras tendientes a reducir las interrupciones originadas en los sistemas de transmisión que los abastece.

Establecer las metas de los indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables desde el año 2017 al 2021 para los sistemas eléctricos críticos, con el fin de mantener las tendencias hacia la mejora de la calidad de suministro eléctrico para los próximos años.

2. ALCANCE

Con información al año 2016, la determinación de los “Sistemas de Transmisión Críticos 2017” se realizó en base a la criticidad de líneas de transmisión y transformadores, los cuales excedieron las tolerancias de tasa de falla e indisponibilidades, congestión, sobrecarga y otros por conformar un sistema radial. Dicha evaluación se obtuvo del reporte de las empresas de acuerdo al procedimiento N°091 de Osinergmin, estas son:

o Evaluación de 705 líneas de transmisión a nivel nacional pertenecientes a 80 empresas eléctricas distribuidoras, transmisoras y generadoras cuyos niveles de tensión varían desde de 30 kV a 500 kV.

o Evaluación de 713 transformadores a nivel nacional pertenecientes a 75 empresas eléctricas.

Así mismo se realizó la determinación considerando a los sistemas eléctricos de distribución que fueron afectados en sus instalaciones de transmisión de naturaleza no programada (fallas) y con responsabilidad propia y fenómenos naturales los cuales excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI de transmisión.




3. SISTEMAS TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017

Para el año 2017, se determinaron 37 sistemas de transmisión críticos a nivel nacional, cuyas instalaciones eléctricas críticas pertenecen a 19 empresas eléctricas como son: Chinango, Consorcio Transmantaro (TRM), Egesur, Electro Dunas, Electro Oriente, Electro Puno, Electro Sur Este, Electrocentro, Electronoroeste, Electronorte, Eteselva, Hidrandina, Proyecto Especial Olmos‐Tinajones, Redesur, REP, Seal, Sinersa, SN Power Perú y Sociedad Minera Cerro Verde.

Los 37 sistemas de transmisión críticos están conformados por 59 líneas y 28 transformadores CRÍTICOS, los cuales excedieron entre tolerancias de tasas de falla e indisponibilidad, así como sobrecarga, congestión, a punto de sobrecargarse y/o congestionarse y otros por formar parte de un sistema radial.

De las 59 líneas de transmisión críticas, 37 solo excedieron las tolerancias establecidas de horas indisponibles de líneas (INDISL) y/o número de fallas de líneas (TFL), 7 líneas por congestión, 10 líneas a punto de congestionarse (cargabilidad >98% y <100%), 1 línea por excedencia de tolerancia INDISL y a punto de congestionarse y 4 líneas por formar parte de una radial crítica.

De los 28 transformadores, 15 excedieron las tolerancias establecidas de horas indisponibles (INDISE) y/o número de fallas (TFC), 2 transformadores solo por sobrecarga, 9 transformadores a punto de sobrecargarse (cargabilidad >98% y <100%) y 2 transformadores por excedencia de la tolerancia de TFC y a punto de sobrecargarse.

Cuadro: Sistemas de transmisión críticos 2017 y sistemas eléctricos afectados por desconexiones en las instalaciones críticas de transmisión

N° Sistemas de Transmisión

Críticos 2017

Instalaciones de transmisión críticas 2017

Empresa Sistemas eléctricos

afectados con incidencia en transmisión Empresa

Líneas de transmisión y transformadores críticos.

Tensión (kV)

1

Abancay ‐ Tamburco ‐ Andahuaylas ‐ Chuquibambilla ‐ Chacapuente ‐ Cotaruse. ESE

L‐6003 Abancay (TA) – Andahuaylas

60 ESE Andahuaylas, Chacapuente

y Chuquibambilla. L‐6005 Abancay ‐ Chalhuanca

2 Tingo María ‐ Aguaytía TRS L‐2251 Aguaytía – Tingo María 220 EUC Pucallpa y Aguaytía.

3 Tingo María ‐ Aucayacu ‐ Tocache ‐ Juanjui ‐ Bellavista ‐ Tarapoto ‐ Moyobamba

REP L‐1122 Tingo María ‐ Aucayacu 138

EOR

Bellavista, Moyobamba, Tarapoto, Tarapoto Rural, Rioja Oriente, Yurimaguas, Pongo de Caynarachi y

Gera.

REP L‐1124 Aucayacu – Tocache 138

EOR T‐40 Juanjui 138/22.9/10

REP T35‐121 Tocache 138/22.9/10 ETO Tocache

4 Azángaro ‐ Antauta ‐ San Rafael ‐ Derivación Putina ‐ Huancané ‐ Ananea

EPU

L‐6024 Azángaro ‐ Derivación Putina

60 EPU Antauta, Azángaro y

Juliaca Rural.

L‐6025 Derivación Putina – Ananea

L‐6021 Azángaro ‐ Se San Rafael

L‐6026 Derivación Putina – Huancané

5 San Gabán ‐ Mazuco ‐ Puerto Maldonado

ESE

L‐1014 S.E. San Gabán II ‐ Mazuko

138 ESE

Mazuko, Puerto Maldonado, Puerto

Maldonado Rural, Iberia e Iñapari.

L‐1015 Mazuko ‐ Puerto Maldonado

6 Cutervo ‐ Nueva Jaén ‐ Jaén ‐ Bagua Chica ‐ Muyo

EOR

L‐60751b Bagua ‐ Nueva Jaén 60

EOR Bagua Jaén, Bagua Jaén Rural y San Ignacio.

TPA013 Nueva Jaén 138/60/22.9

L‐1138 Subestación Cutervo – Nueva Jaén

138



Críticos 2017





Tensión (kV)

L60171 C.H. Muyo – Bagua 60

Carhuaquero ‐ Espina Colorada ‐ Cutervo

ELN L‐1135 Espina Colorada ‐ Cutervo 138

7 Machupicchu ‐ Cachimayo ‐Dolores Pata‐Quencoro ‐ Pisac – Urubamba

ESE L ‐ 6006 Cachimayo – Pisac 60 ESE

La Convención, La Convención Rural, Valle

Sagrado 1, Valle Sagrado 2 y Valle Sagrado 3.

8 Caraz ‐ Carhuaz ‐ Huaraz ‐ Ticapampa

HID

L‐6681 S.E. Picup (Huaraz) ‐ S.E. Ticapampa

66 HID

Ticapampa y Caraz‐Carhuaz‐Huaraz

TP 6013 Ticapampa 66/13.8

9

Chimbote Sur ‐ Nepeña ‐ Casma ‐ San Jacinto

HID L‐1113 S.E. Nepeña ‐ S.E. Casma 138 HID Casma y Casma Rural

Chimbote 2 ‐ Chimbote 1 HID TP A042 Chimbote 2 138/13.8 HID Chimbote

10 Kiman Ayllu ‐ La Pampa ‐ Pallasca

HID L‐6682 S.E. Kiman Ayllu ‐ S.E. La Pampa

66 HID Pallasca, Huallanca, Sihuas, Pomabamba, Tayabamba y

Huari.

11 Chiclayo Norte ‐ Pomalca ‐ Tuman ‐ Cayalti

ELN TP6009 Tuman 60/22.9/10 ELN Chiclayo Baja Densidad

12 La Viña ‐ Motupe ‐ Olmos ‐ Occidente

DEP L‐6036 La Viña ‐ Occidente 60 ELN Olmos

ELN TP6005 Motupe 60/22.9/10

13 Cobriza I ‐ Cobriza II – Machahuay ‐ Huanta ‐ Mollepata ‐ San Francisco

ELC L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco 69

ELC

Pampas, Ayacucho, Ayacucho Rural, Cangallo Llusita, San Francisco,

Huanta Ciudad y Huanta Rural.

ELC 4‐TP‐252 San Francisco 66/22.9

SNP L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II 69

14 Combapata ‐ Sicuani ‐ Llusco ESE

L‐6001 Combapata ‐ Sicuani 66

ESE Sicuani, Sicuani Rural,

Combapata y Chumbivilcas.

L‐6019 Combapata ‐ Llusco 66

T28‐062 Llusco 66/22.9/10

15

Guadalupe ‐ Chepén ‐ Pacasmayo ‐ Gallito Ciego ‐ Cajamarca ‐ Celendín – San Marcos ‐ Cajabamba ‐ Cajamarca Norte ‐ La Pajuela

HID L‐6645 Guadalupe ‐ Chepén 60

HID

Huamachuco, Guadalupe, Porcón ‐ La Pajuela,

Cajamarca, Cajamarca Rural, Cajamarca Baja Densidad, Cajabamba y

Celendín.

HID L‐6653 Guadalupe 1 ‐ Pacasmayo 60

HID L‐6045 S.E. Gallito Ciego ‐ S.E. Cajamarca

60

HID TP 6019 ‐162266 Cajamarca 60/10

HID L‐6046 Cajamarca Norte ‐ S.E. Cajamarca

60

16 Los Héroes ‐ Tomasiri ‐ Aricota 2 ‐ Aricota 1 ‐ Sarita

RDS TR ‐ 1 Los Héroes 220/66/10.5 ELS

Tarata, Tomasiri, Yarada y Tacna. EGS L‐6620 Aricota 2 ‐ Tomasiri 66

17

Majes ‐ Chuquibamba ‐ Corire

SEA

L‐6550 Majes ‐ Chuquibamba 60

SEA Chuquibamba y Valle de

Majes. T15‐61 Corire 60/13.2

T16‐62 Chuquibamba 60/23

Mollendo ‐ Repartición ‐ Majes L‐1031 Repartición ‐ Majes 138

SEA Repartición La Cano, Islay, Majes Sihuas, Ocoña, Caravelí y Camaná. T26‐121 Repartición 132/22.9/10

18 Paramonga Nueva ‐ 9 de Octubre ‐ Huarmey

HID L‐6655 Paramonga Nueva ‐ 9 De Octubre

66 HID Huarmey

REP T18‐261 Paramonga Nueva 220/66/10

19 Poechos ‐ Sullana CUR L‐6668 Poechos ‐ Sullana 60 ENO Sullana II y III

20 Puno ‐ Pomata ‐ Ilave ‐ Bellavista

EPU L‐0638 Puno ‐ Pomata 60 EPU Ilave ‐ Pomata

21 Marcona – Llipata – Nazca – Puquio ‐ Cora Cora

ESM TP5360231001 Puquio 60/22.9/10 ESM

Chaviña, Coracora, Incuyo, Nasca, Nasca Rural, Palpa, Palpa Rural, Pausa, Tambo

Quemado, Puquio y



Críticos 2017





Tensión (kV)

Puquio Rural.

22

Talara ‐ Zorritos ‐ Machala REP L‐2249 Talara ‐ Zorritos 220

ENO

Zorritos, Zarumilla Rural, Zarumilla, Tumbes,

Tumbes Rural, Máncora y Corrales.

Zorritos ‐ Tumbes ‐ Puerto Pizarro ‐ Zarumilla

REP T33‐261 Zorritos 220/60/10

23 Trujillo Norte ‐ Santiago de Cao ‐ Motil

HID

L‐1115 Trujillo Norte ‐ S.E. Motil 138

HID

Otuzco ‐ Motil ‐ La Florida, Trujillo Rural, Trujillo Baja Densidad, Quiruvilca y Paiján‐Malabrigo.

TP‐3023 Otuzco 33/22.9

TP 3010 Otuzco 33/13.8

24 Trujillo Norte ‐ Chimbote 1 REP L‐2232 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte 220

‐ SEIN L‐2233 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte 220

25

Trujillo Sur ‐ Huaca del Sol ‐ Virú ‐ Chao HID

L‐6695 S.E. Trujillo Sur ‐ Huaca Del Sol

60

HID Trujillo y Virú TP‐A050 Trujillo Sur 138/60/10

L‐6696 Huaca Del Sol ‐ S.E. Virú 60

Huaca del Sol ‐ Salaverry TP 3005 Salaverry 2 34.5/10.5 HID Trujillo

26 Huayucachi – Huancayo Este – Salesianos – Parque Industrial – Concepción

ELC 4‐TP‐056 Huancayo Este 60/22.9/10 ELC

Huancayo, Valle Mantaro 1, Valle Mantaro 2, Valle Mantaro 3, Valle Mantaro

4.

27 Piura Oeste ‐ Los Ejidos ‐ Chulucanas ‐ Morropón ‐ Loma Larga

REP T15‐261 Piura Oeste 220/60/10

ENO

Piura, Santo Domingo Chalaco I y II,

Huancabamba Huarmaca, El Arenal, Chulucanas, Catacaos, Paita, Sullana, Sullana II y III y Bajo Piura.

T83‐261 Piura Oeste 220/60/11

ENO 1TP6031 Chulucanas 58/22.9/10

28 Ica ‐ Ica Norte ‐ Tacama ‐ Villacuri

ESM L‐6623‐01 P34 de L‐6623 ‐ Tacama 60 ESM Ica

29 Paragsha 2 ‐ Amarilis ‐ Huánuco

REP L‐1120 Paragsha 2 ‐ Amarilis 138 ‐ SEIN

30 Ocoña ‐ San José ‐ Montalvo MCV ATXF‐002 San José 500/220/33 ‐ SEIN

31 Socabaya ‐ Moquegua RDS L‐2025 Socabaya ‐ Moquegua 220

‐ SEIN L‐2026 Socabaya ‐ Moquegua 220

32 Socabaya ‐ Cerro Verde ‐ Repartición

TRM T2 Socabaya 220/138 ‐ SEIN

33 Chimay – Yanango ‐ Pachachaca ‐ Callahuanca

REP L‐2223 Pachachaca ‐ Callahuanca 220 ‐ SEIN

CHI Chimay 13.8/220 220/13.8

34 Ventanilla ‐ Chavarría ‐ Santa Rosa ‐ Industriales ‐ San Juan ‐ Pomacocha ‐ Campo Armiño

REP

L‐2246 Ventanilla ‐ Chavarría

220 ‐ SEIN

L‐2206 Pomacocha ‐ San Juan


L‐2202 Campo Armiño ‐ Pomacocha


L‐2003 Santa Rosa ‐ Chavarría


L‐2011 Santa Rosa ‐ San Juan

L‐2018 San Juan ‐ Industriales

35 Vizcarra‐Huallanca Nueva‐ La Unión

ELC L‐6067 Huallanca Nueva – La Unión 60 ELC Huánuco, Huánuco Rural 1

y Huánuco Rural 2

36 Pichanaki‐Oxapampa‐Villa Rica‐Puerto Bermúdez

ELC L‐6084 Villa Rica ‐ Pichanaki

60 ELC Pichanaki, Pozuzo y Chalhuamayo Satipo L‐6080 Oxapampa ‐ Villa Rica



Críticos 2017





Tensión (kV)

L‐6082 Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez

37 Marcona‐Jahuay‐Bella Unión SEA L‐6672 Marcona – Bella Unión 60 SEA Bella Unión‐Chala

Son 124 sistemas eléctricos afectados considerados para el año 2017 y tienen como concesión a 12 empresas eléctricas de distribución a nivel nacional, de las cuales: 10 empresas son del Estado ‐ FONAFE (Electro Ucayali, Electro Sur Este, Electro Puno, Electrocentro, Electro Oriente, Electronoroeste, Hidrandina, Seal, Electronorte y Electrosur), 1 empresa Municipal (Electro Tocache) y 1 empresa Privada (Electro Dunas).

4. SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS CON ALTA INCIDENCIA EN TRANSMISIÓN 2017

Se determinaron 75 sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión a nivel

nacional y gestionables, pertenecientes a 9 empresas eléctricas de distribución: 8

empresas de FONAFE (Electro Oriente, Electro Puno, Electro Sur Este, Electrocentro,

Electronoroeste, Electrosur, Hidrandina y Seal) y 1 empresa Privada (Electro Dunas).

De los 75 sistemas eléctricos críticos; 57 sistemas, excedieron las tolerancias de

transmisión mayor al 200% en SAIFI; y 18 sistemas excedieron las tolerancias de

transmisión hasta el 200% en SAIFI. Estos sistemas se muestran en el siguiente cuadro.

Cuadro: Sistemas Eléctricos Críticos 2017

Nº Empresa Sistema Clientes ST**

SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas

Criticidad de Transmisión 2017

Indicador SAIFI 2016

Indicador SAIDI 2016

Límite SAIFI Transm.

Excede Límite SAIFI Transm.

Límite SAIDI Transm.

Excede Límite SAIDI Transm.

1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) 2974 3 3.0 1.5 0.8 275% 1.2 22%

2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) 3828 4 5.0 1.0 1.4 257% 2 ‐52%

3 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 27689 2 3.6 6.9 0.6 504% 0.9 671%

4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 35406 5 4.2 15.7 2 110% 4 292%

5 Electro Oriente SE2233 (Gera) 9018 4 6.0 0.9 1.4 329% 2 ‐54%

6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 16235 3 4.1 1.3 0.8 413% 1.2 11%

7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 31126 4 7.5 3.2 1.4 435% 2 62%

8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 23679 4 4.4 20.1 1.4 213% 2 906%

9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 35271 2 3.0 0.6 0.6 400% 0.9 ‐32%

10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 23200 4 3.0 1.1 1.4 112% 2 ‐45%

11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 15926 3 9.4 1.9 0.8 1071% 1.2 55%

12 Electro Puno SE0028 (Antauta) 5415 4 22.6 34.2 1.4 1514% 2 1608%

13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) 18142 3 8.3 3.4 0.8 939% 1.2 183%

14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 59680 6 2.3 1.5 2 16% 4 ‐62%

15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 42649 4 3.0 11.7 1.4 111% 2 486%

16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 12887 6 14.8 9.2 2 641% 4 129%

17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 16963 5 21.0 6.7 2 950% 4 69%

18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 5578 6 9.9 2.0 2 397% 4 ‐51%

19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 1246 5 20.8 7.2 2 940% 4 79%

20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 35 3 20.7 7.1 0.8 2489% 1.2 495%

21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 9884 2 9.8 4.3 0.6 1529% 0.9 382%

22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural)

22218 5 9.8 4.4 2 391% 4 10%

23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3552 3 12.9 4.6 0.8 1519% 1.2 281%











24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 18214 2 23.6 7.4 0.6 3841% 0.9 722%

25 Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural)

4982 4 22.1 8.3 1.4 1481% 2 314%

26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 9316 3 15.7 4.9 0.8 1862% 1.2 310%

27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 14278 6 14.1 4.7 2 606% 4 19%

28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 28391 4 5.0 1.6 1.4 256% 2 ‐18%

29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 22769 5 10.4 3.9 2 418% 4 ‐3%

30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 47355 2 11.7 12.9 0.6 1843% 0.9 1335%

31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 15981 5 10.9 25.0 2 447% 4 526%

32 Electrocentro SE0068 (Cangallo‐Llusita) 19421 5 17.4 6.1 2 770% 4 52%

33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo‐Satipo)

15474 4 3.7 1.2 1.4 166% 2 ‐40%

34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 8613 3 12.3 4.5 0.8 1443% 1.2 271%

35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 16831 6 12.5 4.7 2 527% 4 19%

36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 18016 5 5.0 1.8 2 148% 4 ‐55%

37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 11503 3 4.7 1.7 0.8 494% 1.2 38%

38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4386 4 10.1 1.8 1.4 620% 2 ‐9%

39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) 8985 3 22.4 5.6 0.8 2697% 1.2 369%

40 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1)

28585 4 9.9 10.9 1.4 609% 2 446%


19433 4 7.7 7.0 1.4 450% 2 249%


20380 4 2.0 5.6 1.4 41% 2 178%


36036 5 8.7 10.1 2 336% 4 152%

44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) 7376 3 0.9 7.7 0.8 13% 1.2 546%

45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 9118 2 2.5 0.4 0.6 324% 0.9 ‐61%

46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3452 3 0.9 7.5 0.8 9% 1.2 527%

47 Electrosur SE0115 (Tarata) 5890 5 2.1 16.4 2 7% 4 311%

48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 4434 3 4.9 1.2 0.8 507% 1.2 2%

49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 50938 2 1.9 0.8 0.6 209% 0.9 ‐7%

50 Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad)

6468 6 3.0 2.5 2 48% 4 ‐38%

51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 20377 6 5.0 1.8 2 150% 4 ‐55%

52 Hidrandina SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz)

51397 3 2.9 0.6 0.8 262% 1.2 ‐49%

53 Hidrandina SE1119 (Casma) 7098 2 7.6 16.1 0.6 1169% 0.9 1687%

54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 5709 4 7.9 16.6 1.4 461% 2 730%

55 Hidrandina SE0128 (Celendín) 13717 5 2.9 1.0 2 45% 4 ‐74%

56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 7128 2 3.9 0.6 0.6 549% 0.9 ‐35%

57 Hidrandina SE0126 (Huari) 14253 5 17.7 10.1 2 785% 4 152%

58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) 5953 2 1.1 6.4 0.6 80% 0.9 608%

59 Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida)

8182 4 3.1 7.2 1.4 122% 2 261%

60 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 14307 2 4.2 6.0 0.6 595% 0.9 569%

61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 8176 6 13.8 13.6 2 589% 4 241%

62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 1197 3 12.4 7.0 0.8 1445% 1.2 487%

63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) 5914 6 3.9 4.0 2 97% 4 1%

64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 12440 4 3.0 1.4 1.4 118% 2 ‐28%

65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 6433 4 12.8 4.4 1.4 814% 2 118%

66 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad)

12065 3 3.0 2.8 0.8 277% 1.2 132%

67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 3170 4 4.8 14.2 1.4 244% 2 612%

68 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 7189 4 5.0 2.4 1.4 257% 2 18%

69 Seal SE0138 (Camaná) 17728 3 4.0 27.5 0.8 398% 1.2 2194%

70 Seal SE0145 (Caravelí) 1129 4 11.0 24.5 1.4 683% 2 1125%











71 Seal SE0141 (Chuquibamba) 6303 5 9.0 29.8 2 351% 4 645%

72 Seal SE0249 (Islay) 19405 3 2.7 6.8 0.8 236% 1.2 468%

73 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 14868 4 3.0 10.3 1.4 114% 2 415%

74 Seal SE0144 (Ocoña) 4236 4 8.9 35.2 1.4 536% 2 1662%

75 Seal SE0252 (Valle de Majes) 6209 4 7.0 21.3 1.4 399% 2 964%

* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones al año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).

** ST: Sector Típico.

Asimismo, de los 75 sistemas eléctricos críticos en transmisión, 73 sistemas pertenecen a

empresas eléctricas distribuidoras del Estado (EEDE) y 2 sistemas pertenecen a empresas

eléctricas distribuidoras Privadas (EEDP).

5. METAS DE SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017‐2021

La División de Supervisión de Electricidad (DSE) de Osinergmin, consideró fijar metas de

indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables desde el año 2017 al 2021

para los 75 sistemas eléctricos críticos 2017. Esto con el fin de mantener las tendencias

hacia la mejora de la calidad de suministro eléctrico para los próximos años.

Cuadro: Metas de indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión 2017‐2021

N° Empresa Sistema Eléctrico ST

Metas SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables 2017 ‐ 2021

Meta 2017 Meta 2018 Meta 2019 Meta 2020 Meta 2021

SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI

1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) 3 2.5 1.4 1.9 1.3 1.4 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) 4 4.1 1.2 3.2 1.5 2.3 1.7 1.4 2.0 1.4 2

3 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 2 3.0 5.7 2.4 4.5 1.8 3.3 1.2 2.1 0.6 0.9

4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 5 3.8 13.3 3.3 11.0 2.9 8.7 2.4 6.3 2 4

5 Electro Oriente SE2233 (Gera) 4 4.5 2 2.9 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2

6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 3 3.0 1.3 1.9 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 4 5.5 2.8 3.4 2.4 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2

8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 4 3.6 15.6 2.9 11.1 2.1 6.5 1.4 2.0 1.4 2

9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 2 2.2 0.9 1.4 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 4 2.4 2 1.9 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2

11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 3 6.5 1.6 3.7 1.4 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

12 Electro Puno SE0028 (Antauta) 4 17.3 26.1 12.0 18.1 6.7 10.0 1.4 2.0 1.4 2

13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) 3 5.8 2.7 3.3 1.9 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 6 2.2 4 2.1 4 2.0 4 2.0 4 2 4

15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 4 2.6 9.3 2.2 6.9 1.8 4.4 1.4 2.0 1.4 2

16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 6 12.3 8.1 9.7 7.1 7.1 6.1 4.6 5.0 2 4

17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 5 16.3 6.1 11.5 5.4 6.8 4.7 2.0 4.0 2 4

‐ SAIFI y/o SAIDI que excedieron las tolerancias > 200% ‐ SAIFI y/o SAIDI que excedieron las tolerancias < 200%

‐ SAIFI y/o SAIDI que no excedieron las tolerancias






18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 6 8.4 4 6.8 4 5.2 4 3.6 4 2 4

19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 5 14.5 6.1 8.3 5.1 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 3 14.1 5.2 7.5 3.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 2 6.7 3.2 3.7 2.0 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) 5 7.2 4.3 4.6 4.1 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3 9.9 3.7 6.9 2.9 3.8 2.0 0.8 1.2 0.8 1.2

24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 2 16.0 5.2 8.3 3.1 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9


4 15.2 6.2 8.3 4.1 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2

26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 3 10.7 3.7 5.8 2.4 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 6 10.1 4.5 6.0 4.2 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 4 3.8 2 2.6 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2

29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 5 8.7 4 7.0 4 5.3 4 3.7 4 2 4

30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 2 8.0 8.9 4.3 4.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 5 8.0 18.0 5.0 11.0 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

32 Electrocentro SE0068 (Cangallo‐Llusita) 5 12.3 5.4 7.1 4.7 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo‐Satipo) 4 3.1 2 2.6 2 2.0 2 1.4 2 1.4 2

34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 3 8.5 3.4 4.7 2.3 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 6 9.0 4.5 5.5 4.2 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 5 4.4 4 3.8 4 3.2 4 2.6 4 2 4

37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 3 4.0 1.6 3.2 1.5 2.4 1.4 1.6 1.3 0.8 1.2

38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4 7.9 2 5.7 2 3.6 2 1.4 2 1.4 2

39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) 3 15.2 4.2 8.0 2.7 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

40 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) 4 7.8 8.7 5.7 6.5 3.5 4.2 1.4 2.0 1.4 2



43 Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) 5 7.0 8.6 5.4 7.0 3.7 5.5 2.0 4.0 2 4

44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) 3 0.9 6.4 0.9 5.1 0.8 3.8 0.8 2.5 0.8 1.2

45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 2 2.2 0.9 1.8 0.9 1.4 0.9 1.0 0.9 0.6 0.9

46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3 0.8 5.4 0.8 3.3 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

47 Electrosur SE0115 (Tarata) 5 2.1 13.9 2.1 11.5 2.1 9.0 2.0 6.5 2 4

48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 3 3.5 1.2 2.2 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 2 1.4 0.9 1.0 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9


6 2.6 4 2.3 4 2.0 4 2.0 4 2 4

51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 6 4.0 4 3.0 4 2.0 4 2.0 4 2 4


3 2.4 1.2 1.8 1.2 1.3 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

53 Hidrandina SE1119 (Casma) 2 6.2 13.0 4.8 10.0 3.4 7.0 2.0 3.9 0.6 0.9

54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 4 6.6 13.7 5.3 10.8 4.0 7.8 2.7 4.9 1.4 2

55 Hidrandina SE0128 (Celendín) 5 2.6 4 2.3 4 2.0 4 2.0 4 2 4

56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 2 2.8 0.9 1.7 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

57 Hidrandina SE0126 (Huari) 5 14.6 8.9 11.4 7.7 8.3 6.4 5.1 5.2 2 4






58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) 2 0.9 4.5 0.8 2.7 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

59 Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida) 4 2.7 5.9 2.3 4.6 1.8 3.3 1.4 2.0 1.4 2

60 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 2 3.3 4.7 2.4 3.5 1.5 2.2 0.6 0.9 0.6 0.9

61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 6 11.4 11.7 9.1 9.8 6.7 7.8 4.4 5.9 2 4

62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 3 9.5 5.6 6.6 4.1 3.7 2.7 0.8 1.2 0.8 1.2

63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) 6 3.6 4.0 3.2 4.0 2.8 4.0 2.4 4.0 2 4

64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 4 2.7 2 2.4 2 2.1 2 1.7 2 1.4 2

65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 4 9.9 3.8 7.1 3.2 4.2 2.6 1.4 2.0 1.4 2


3 2.5 2.4 1.9 2.0 1.4 1.6 0.8 1.2 0.8 1.2

67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 4 4.0 11.2 3.1 8.1 2.3 5.1 1.4 2.0 1.4 2

68 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 4 4.1 2.3 3.2 2.2 2.3 2.1 1.4 2.0 1.4 2

69 Seal SE0138 (Camaná) 3 3.2 20.9 2.4 14.4 1.6 7.8 0.8 1.2 0.8 1.2

70 Seal SE0145 (Caravelí) 4 8.6 18.9 6.2 13.3 3.8 7.6 1.4 2.0 1.4 2

71 Seal SE0141 (Chuquibamba) 5 7.3 23.4 5.5 16.9 3.8 10.5 2.0 4.0 2 4

72 Seal SE0249 (Islay) 3 2.1 4.9 1.4 3.1 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

73 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 4 2.6 8.2 2.2 6.1 1.8 4.1 1.4 2.0 1.4 2

74 Seal SE0144 (Ocoña) 4 7.0 26.9 5.2 18.6 3.3 10.3 1.4 2.0 1.4 2

75 Seal SE0252 (Valle de Majes) 4 5.6 16.5 4.2 11.6 2.8 6.8 1.4 2.0 1.4 2

6. ACCIONES DE OSINERGMIN – DSE PARA EL AÑO 2017

6.1. REUNONES ENTRE FONAFE, CONCESIONARIAS Y OSINERGMIN

El 10 de marzo de 2017 se sostuvo una reunión entre FONAFE, las EEDE1 (Electrocentro,

Electronorte, Electronoroeste, Hidrandina, Electro Sur Este, Electro Puno, Seal, Electrosur,

Electro Oriente y Electro Ucayali) y Osinergmin, donde las EEDE expusieron sus planes de

acción a realizarse en el año 2017 y Osinergmin presentó a los nuevos sistemas eléctricos

críticos de transmisión 2017 y el nuevo Módulo de seguimiento de los planes de acción de

los Sistemas Críticos de Transmisión, así como las Metas SAIFI y SAIDI de transmisión

propuestas para el año 2017 al 2021.

6.2. METODOLOGÍA DE REUNIONES 2017

Desde diciembre de 2013, Osinergmin en coordinación con FONAFE, viene realizando

reuniones técnicas con los directivos y funcionarios de cada una de las EEDE, con el fin de

agilizar los planes de acción a implementar por las EEDE para reducir las interrupciones en

sus sistemas eléctricos críticos.

1 EEDE: Empresas Eléctricas Distribuidoras del Estado


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


(22.4), Puerto Maldonado Rural (22.1), Chumbivilcas (21), Iberia (20.8) e Iñapari

(20.7) y los sistemas que presentaron mayor duración promedio de interrupciones

(SAIDI) a nivel de transmisión fueron Ocoña (35.2), Antauta (34.2), Chuquibamba

(29.8), Camaná (27.5), Ayacucho Rural (25), Caravelí (24.5), Valle de Majes (21.3) y

San Ignacio (20.1).

o La principal causa predominante de las interrupciones eléctricas en los sistemas

críticos, fueron debidas a descargas atmosféricas afectando a 45 sistemas

eléctricos, pertenecientes a las empresas de Electro Dunas, Electro Oriente, Electro

Puno, Electro Sur Este, Electrocentro e Hidrandina.

En relación a la evolución del año 2015 al 2016, de los indicadores SAIFI y SAIDI de

transmisión con fallas gestionables para los 75 sistemas críticos de transmisión, se

tiene que 33 sistemas disminuyeron en 31% su indicador de SAIFI de 10 a 7 veces

promedio. Así mismo, 28 sistemas disminuyeron en 51% su indicador calidad SAIDI de

18 a 5 horas promedio.

Con el fin de mantener las tendencias hacia la mejora de la calidad de suministro

eléctrico se establecieron Metas para el SAIFI y SAIDI de transmisión 2017‐2021 para

los 75 sistemas eléctricos críticos 2017.

El 10 de marzo de 2017 se sostendrá una reunión entre la empresa FONAFE, las EEDE y

Osinergmin, donde las EEDE expondrán sus planes de acción a realizarse en el año

2017, Osinergmin realizará la presentación de los nuevos sistemas eléctricos críticos de

transmisión 2017 y presentará el nuevo Módulo de seguimiento de los planes de

acción de los Sistemas Críticos de Transmisión.


Atentamente,

Ing. Leonidas Sayas Poma Gerente de Supervisión de Electricidad (e)


ÍNDICE

1. OBJETIVOS ............................................................................................................................. 1

2. ALCANCE ................................................................................................................................ 1

3. AMBITO DE SUPERVISIÓN DE LA DIVISIÓN DE SUPERVISIÓN DE ELECTRICIDAD ....................... 1

4. SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 ........................................................................... 3

4.1 INDICADORES DE TRANSMISIÓN ....................................................................................................... 3

4.2 DETERMINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 ............................................. 6

4.3 CAUSAS DE INTERRUPCIONES EN LAS INSTALACIONES DE TRANMISIÓN CRÍTICAS .......................... 10

5. SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS CON ALTA INCIDENCIA EN TRANSMISIÓN 2017 ................... 15

5.1 INDICADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO .................................................................................... 15

5.2 DETERMINACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS 2017 .................................................... 16

5.3 CALIDAD DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO DE LOS SISTEMAS CRÍTICOS 2017 ....................................... 21

5.3.1 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTROCENTRO ........................................................................... 21

5.3.2 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO SUR ESTE ......................................................................... 39

5.3.3 EMPRESA ELÉCTRICA DE HIDRANDINA .................................................................................. 53

5.3.4 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO PUNO .............................................................................. 64

5.3.5 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO ORIENTE .......................................................................... 79

5.3.6 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRONOROESTE ....................................................................... 90

5.3.7 EMPRESA ELÉCTRICA DE SEAL ............................................................................................. 101

5.4 CAUSAS DE INTERRUPCIÓN PREDOMINANTES DE LOS SISTEMAS CRÍTICOS 2017 ......................... 119

5.5 EVOLUCIÓN DEL SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017 PARA LOS AÑO 2015‐2016 ........................ 119

6. MÓDULO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS DE TRANSMISIÓN 2017 ................................. 123

7. METAS SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017‐2021 .............................................................. 124

8. ACCIONES DE OSINERGMIN – DSE PARA EL AÑO 2017 ......................................................... 127

8.1. REUNIONES ENTRE FONAFE, CONCESIONARIAS Y OSINERGMIN ................................................... 127

8.2. METODOLOGÍA DE LAS REUNIONES 2017 ..................................................................................... 127

9. CONCLUSIONES ................................................................................................................... 129

10. ANEXOS .............................................................................................................................. 130

ANEXO N° 1: SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017 ........................................................................... 131

ANEXO N° 2: PROBLEMÁTICAS Y ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS .................. 138

CRÍTICOS 2017. ............................................................................................................................................ 138


1. OBJETIVOS

Presentar los sistemas de transmisión críticos 2017, determinados como resultado de la evaluación de la performance de las instalaciones de transmisión y de los indicadores de interrupciones SAIFI y SAIDI con origen en las instalaciones de transmisión.

Efectuar el diagnóstico de la calidad del suministro en los sistemas eléctricos críticos 2017, mostrando la problemática de interrupciones; así como sus respectivas alternativas de solución de corto, mediano (PIT 2013‐2017, PIT 2017‐2021) y largo plazo (Plan de Transmisión COES); entre otras tendientes a reducir las interrupciones originadas en los sistemas de transmisión que los abastece.

Establecer las metas de los indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables desde el año 2017 al 2021 para los sistemas eléctricos críticos, con el fin de mantener las tendencias hacia la mejora de la calidad de suministro eléctrico para los próximos años.

2. ALCANCE

Con información al año 2016, la determinación de los “Sistemas de Transmisión Críticos 2017” se realizó en base a la criticidad de líneas de transmisión y transformadores, los cuales excedieron las tolerancias de tasa de falla e indisponibilidades, congestión, sobrecarga y otros por conformar un sistema radial. Dicha evaluación se obtuvo del reporte de las empresas de acuerdo al procedimiento N°091 de Osinergmin, estas son:

o Evaluación de 705 líneas de transmisión a nivel nacional pertenecientes a 80 empresas eléctricas distribuidoras, transmisoras y generadoras cuyos niveles de tensión varían desde de 30 kV a 500 kV.

o Evaluación de 713 transformadores a nivel nacional pertenecientes a 75 empresas eléctricas.

Así mismo se realizó la determinación considerando a los sistemas eléctricos de distribución que fueron afectados en sus instalaciones de transmisión de naturaleza no programada (fallas) y con responsabilidad propia y fenómenos naturales los cuales excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI de transmisión.

3. AMBITO DE SUPERVISIÓN DE LA DIVISIÓN DE SUPERVISIÓN DE ELECTRICIDAD

Osinergmin está permanentemente realizando el monitoreo a las empresas eléctricas de distribución, transmisión y generación a nivel nacional, mediante procedimientos de supervisión y fiscalización de las actividades eléctricas con objetivos, alcances,




metodología, sanciones y multas disuasivas que permitan una labor de supervisión más eficaz y eficiente, a través de técnicas de control basadas en indicadores, registros de información generados por las propias concesionarias, control de muestreo estadístico y delimitación de responsabilidades a los concesionarios, todo ello con el fin de fomentar la mejora a la calidad de suministro eléctrico a los usuarios finales. En la siguiente figura se aprecia el parque de instalaciones supervisadas en el año 2016.

Figura Nº 1

Parque de instalaciones supervisadas durante el año 2016

Para el año 2017, la división de supervisión de electricidad (DSE) de Osinergmin consideró, entre otros objetivos, identificar y supervisar a los sistemas de transmisión críticos 2017, el cual comprende lo siguiente:

Sistemas de transmisión operados por empresas distribuidoras, transmisoras y generadoras que presenten líneas de transmisión y transformadores con tasas de fallas e indisponibilidad que superan las tolerancias establecidas, de acuerdo al procedimiento Nº 091‐2006‐OS/CD “Procedimiento para la Supervisión y Fiscalización del Performance de los sistemas de Transmisión”, así como aquellas instalaciones que presenten criticidad por sobrecarga y congestión y otros por conformar un sistema radial.

Sistemas eléctricos correspondientes empresas eléctricas concesionarias de distribución a nivel nacional abastecidos desde lo sistemas de transmisión, con indicadores de interrupciones SAIFI y SAIDI de transmisión que transgredieron sus tolerancias. Para la evaluación de su criticidad se utilizó la información de interrupciones reportadas por las empresas distribuidoras Privadas y del Estado, de acuerdo a lo establecido en el procedimiento Nº 074‐2004‐OS/CD “Supervisión de la Operación de los Sistemas Eléctricos de empresas distribuidoras”.


Mediante la supervisión a los sistemas de transmisión críticos considerados para el presente año 2017, con información base de los reportes de interrupciones suscitados durante el año 2016, se tiene como objetivo mejorar la calidad de suministro eléctrico mediante alternativas de solución a corto, mediano y largo plazo, presentados en el Plan de inversión de transmisión (PIT 2017‐2021), Plan de transmisión del COES, Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) y otras alternativas propuestas por la DSE.

4. SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017

Los sistemas de transmisión se utilizan como medio de transporte para el abastecimiento de energía eléctrica desde las centrales generadoras hasta las redes de distribución del usuario final y están conformados principalmente por líneas de transmisión y transformadores de potencia, las cuales denominaremos instalaciones eléctricas de transmisión.

Durante el año 2016, se presentaron continuas desconexiones eléctricas en los sistemas

de transmisión afectando la calidad de suministro de los sistemas eléctricos de

distribución (usuarios finales). Para el año 2017, se consideró evaluar a los sistemas de

transmisión a nivel nacional, mediante los siguientes criterios:

Información de desconexiones de líneas de transmisión y equipos reportados por las

empresas distribuidoras, transmisoras y generadoras, de acuerdo a lo establecido en

el Procedimiento Nº 091‐2006‐OS/CD de Osinergmin.

Interrupciones forzadas (fallas) cuya duración superan los 3 minutos.

Causas de interrupción de falla propia de la concesionaria.

Potencia interrumpida mayor a 0 MW.

Instalaciones que superaron las tolerancias de tasa de falla e indisponibilidad de

líneas de transmisión y transformadores.

Líneas congestionadas y transformadores sobrecargados (cargabilidad >100%)

evaluados al 4 tercer trimestre de 2016.

Líneas y transformadores a punto de sobrecargar (cargabilidad >98% y <100%)

evaluados al 4 tercer trimestre de 2016.

Sistemas de transmisión con radiales críticas que abastecen a sistemas eléctricos.

Los sistemas de transmisión considerados críticos en el 2017, ocasionaron transgresión en

las tolerancias de los indicadores de calidad del suministro SAIFI y SAIDI de transmisión de

los sistemas eléctricos en el año 2016, los cuales serán evaluados en ítem 5 del presente

informe.

4.1 INDICADORES DE TRANSMISIÓN

Indicadores de Performance en transmisión:

Se utilizó información base de los reportes de interrupciones de las empresas eléctricas de distribución, transmisión y generación a nivel nacional, estos de acuerdo al procedimiento Nº 091‐2006‐OS/CD “Procedimiento para la Supervisión y Fiscalización del Performance


de los sistemas de Transmisión”, cuyo propósito es el de garantizar el suministro de electricidad a los usuarios del servicio eléctrico.

Líneas de transmisión que excedieron las tasas de falla:

Se supervisa las desconexiones de líneas que ocasionan interrupciones del suministro de energía eléctrica a los usuarios del servicio público de electricidad y se calculan los indicadores de performance en base a estas desconexiones.

Para la obtención de la tolerancia por interrupciones en las líneas de transmisión se evalúa mediante el siguiente indicador:

‐ Número de fallas por cada 100 km‐año (Líneas de transmisión ≥ a 100 km)

TFL N°FallasExt. LT

100

‐ Número de fallas por año (Líneas de transmisión < a 100 km)

TFL N°Fallas

TFL: Número de fallas que ocasionan interrupciones mayores a 3 minutos, en

un año.

Cuadro Nº 1

Gradualidad de tolerancias en líneas de transmisión.

Fuente: Osinergmin – Elaboración propia

Transformadores de potencia que excedieron el límite de tasa de falla:

Se supervisa las desconexiones de componentes (equipos) de las subestaciones que ocasionan interrupciones del suministro a los usuarios del servicio público de electricidad y se determinan los indicadores de performance en base a estas desconexiones. Para la obtención de la tolerancia por interrupciones en los transformadores se evalúa mediante el siguiente indicador:

‐ Número de fallas por año.

TFL N°Fallas

TFL: Número de fallas que ocasionan interrupciones mayores a 3 minutos, en

un año.

1° al 12°

mes

12° al 24°

mes

Años

adelante

1° al 12°

mes

12° al 24°

mes

Años

adelante

Nivel de tensión: 220 kV 1.2 1.1 1 1.65 1.6 1.5

Nivel de tensión: 138 kV 2.4 2.2 2 3.2 3.1 3

Nivel de tensión: ≥ a 30

kV y < a 75 kV.4.2 4.1 4 5.4 5.2 5

Nivel de tensión: 220 kV 3 2 1 4 3 2

Nivel de tensión: 138 kV 4 3 2 6 5 4

Nivel de tensión: ≥ a 30

kV y < a 75 kV.6 5 4 10 9 8

Número de fallas

por año

Líneas de

transmisión

menores a 100 km.

Costa Sierra y Selva

Gradualidad de la Tolerancia

ComponenteUnidad

Líneas de

transmisión igual o

mayores de 100

km.

Número de fallas

por cada 100 km ‐

año


Cuadro Nº 2

Gradualidad de tolerancias en transformadores.


Indisponibilidad de subestaciones y líneas de transmisión:

Se supervisa el número de indisponibilidades de cada componente de las subestaciones

(transformador, auto transformador, equipo de compensación, barras o celdas) y líneas

de transmisión por año.

Para la obtención de la tolerancia por indisponibilidad se evalúa mediante los siguientes

indicadores:

‐ Número de indisponibilidades por año de componentes de subestaciones.

INDISE HIND

‐ Número de indisponibilidades por año de líneas de transmisión.

INDISL HIND

HIND: Número de horas de indisponibilidades del componente en un año.

Cuadro Nº 3

Gradualidad de tolerancias en transformadores y líneas de transmisión.


1° al 12°

mes

12° al 24°

mes

Años

adelante

1° al 12°

mes

12° al 24°

mes

Años

adelante

Número de fallas

por año3 2 1 3 2 1

Transformadores, Auto transformadores,

equipos de compensación o celdas. En

niveles de tensión igual o mayor de 30 kV.

Barra en el nivel de tensión igual o mayor a

30 kV.

Unidad Componente



1° al 12° mes12° al 14°

mes Año

adelante1° al 12° mes

12° al 24° mes

Años adelante

8 7 6 8 7 6

6 5 4 6 5 4

3 2 1 3 2 1

Nivel de tensión: 220 y 138 kV 10 9 8 10 9 8

Nivel de tensión: Igual o mayor de 30 kV o menor a 75 kV

8 7 6 8 7 6

Nivel de tensión: 220 y 138 kV 8 7 6 8 7 6

Nivel de tensión: Igual o mayor de 30 kV o menor a 75 kV

6 5 4 6 5 4

ComponenteUnidad



Horas de indisponibilidad

por año

Líneas de transmisión o mayores a 100 km, o

sus celdas.

Barra en el nivel de tensión igual o mayor de 30 kV.

Transf., auto transf., equipo de compensación; o celdas, en el nivel de tensión igual o mayor a 30 kV y

menor de 75 kV.

Transf., auto transf., equipo de compensación; o celdas, en el nivel de tensión 220 kV y 138 kV.

Horas de indisponibilidad

por año Líneas de transmisión o mayores a 100 km, o

sus celdas.


Factores de uso para la determinación de instalaciones eléctricas en alerta:

La determinación de las instalaciones eléctricas en alerta, se realiza en base a los reportes

de máximas cargas de transformadores y corrientes de líneas de transmisión, reportados

mensualmente a Osinergmin en cumplimiento al “Procedimiento para Supervisar y

Fiscalizar el Performance de los Sistemas de Transmisión” (en adelante Procedimiento Nº

091‐2006‐OS/CD), publicado en el diario “El Peruano” el 10 de marzo del 2006 y

modificatorias. Adicionalmente, con dicha información se solicita a las empresas la

validación de los reportes especificando la condición de operación y envió de registros de

carga integrados cada 15 minutos solo de las instalaciones que estén operando por

encima o cerca de sus límites de capacidad, para asegurar que los resultados y

conclusiones sean representativos respecto a los niveles de carga de las instalaciones del

sistema de transmisión eléctrico.

Criterio para determinar la sobrecarga en transformadores:

Para dicho control y análisis se define el término “FACTOR DE USO” de sobrecarga en

transformadores, el cual mide el grado de utilización de la capacidad nominal del equipo y

se calcula de la siguiente manera:

Factordeuso Máximacargaregistrada MVA

Criterio para determinar la congestión en líneas de transmisión:

Para dicho control y análisis se define el término “FACTOR DE USO” de sobrecarga en

líneas, el cual mide el grado de utilización de la capacidad nominal y se calcula de la

siguiente manera:

Factordeuso Máximacorrienteregistrada A

4.2 DETERMINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017

Para el año 2017, se determinaron 37 sistemas de transmisión críticos a nivel nacional, cuyas instalaciones eléctricas críticas pertenecen a 19 empresas eléctricas como son: Chinango, Consorcio Transmantaro (TRM), Egesur, Electro Dunas, Electro Oriente, Electro Puno, Electro Sur Este, Electrocentro, Electronoroeste, Electronorte, Eteselva, Hidrandina, Proyecto Especial Olmos‐Tinajones, Redesur, REP, Seal, Sinersa, SN Power Perú y Sociedad Minera Cerro Verde.

Los 37 sistemas de transmisión críticos están conformados por 59 líneas y 28 transformadores CRÍTICOS, los cuales excedieron entre tolerancias de tasas de falla e indisponibilidad, así como sobrecarga, congestión, a punto de sobrecargarse y/o congestionarse y otros por formar parte de un sistema radial.


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


Críticos 2017





Tensión (kV)

1

Abancay ‐ Tamburco ‐ Andahuaylas ‐ Chuquibambilla ‐ Chacapuente ‐ Cotaruse. ESE

L‐6003 Abancay (TA) – Andahuaylas

60 ESE Andahuaylas, Chacapuente

y Chuquibambilla. L‐6005 Abancay ‐ Chalhuanca

2 Tingo María ‐ Aguaytía TRS L‐2251 Aguaytía – Tingo María 220 EUC Pucallpa y Aguaytía.


REP L‐1122 Tingo María ‐ Aucayacu 138

EOR

Bellavista, Moyobamba, Tarapoto, Tarapoto Rural, Rioja Oriente, Yurimaguas, Pongo de Caynarachi y

Gera.

REP L‐1124 Aucayacu – Tocache 138

EOR T‐40 Juanjui 138/22.9/10

REP T35‐121 Tocache 138/22.9/10 ETO Tocache

4 Azángaro ‐ Antauta ‐ San Rafael ‐ Derivación Putina ‐ Huancané ‐ Ananea

EPU


60 EPU Antauta, Azángaro y

Juliaca Rural.

L‐6025 Derivación Putina – Ananea

L‐6021 Azángaro ‐ Se San Rafael

L‐6026 Derivación Putina – Huancané


ESE


138 ESE

Mazuko, Puerto Maldonado, Puerto

Maldonado Rural, Iberia e Iñapari.

L‐1015 Mazuko ‐ Puerto Maldonado

6

Cutervo ‐ Nueva Jaén ‐ Jaén ‐ Bagua Chica ‐ Muyo

EOR

L‐60751b Bagua ‐ Nueva Jaén 60

EOR Bagua Jaén, Bagua Jaén Rural y San Ignacio.

TPA013 Nueva Jaén 138/60/22.9


138

L60171 C.H. Muyo – Bagua 60


ELN L‐1135 Espina Colorada ‐ Cutervo 138


ESE L ‐ 6006 Cachimayo – Pisac 60 ESE

La Convención, La Convención Rural, Valle

Sagrado 1, Valle Sagrado 2 y Valle Sagrado 3.


HID


66 HID

Ticapampa y Caraz‐Carhuaz‐Huaraz

TP 6013 Ticapampa 66/13.8



Críticos 2017





Tensión (kV)

9


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


HID 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 Olmos

ELN TP6005 Motupe 60/22.9/10


ELC L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco 69

ELC

Pampas, Ayacucho, Ayacucho Rural, Cangallo Llusita, San Francisco,

Huanta Ciudad y Huanta Rural.


SNP L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II 69


L‐6001 Combapata ‐ Sicuani 66

ESE Sicuani, Sicuani Rural,

Combapata y Chumbivilcas.

L‐6019 Combapata ‐ Llusco 66

T28‐062 Llusco 66/22.9/10

15


HID L‐6645 Guadalupe ‐ Chepén 60

HID

Huamachuco, Guadalupe, Porcón ‐ La Pajuela,

Cajamarca, Cajamarca Rural, Cajamarca Baja Densidad, Cajabamba y

Celendín.

HID L‐6653 Guadalupe 1 ‐ Pacasmayo 60


60

HID TP 6019 ‐162266 Cajamarca 60/10


60


RDS TR ‐ 1 Los Héroes 220/66/10.5 ELS

Tarata, Tomasiri, Yarada y Tacna. EGS L‐6620 Aricota 2 ‐ Tomasiri 66

17


SEA

L‐6550 Majes ‐ Chuquibamba 60

SEA Chuquibamba y Valle de

Majes. T15‐61 Corire 60/13.2

T16‐62 Chuquibamba 60/23

Mollendo ‐ Repartición ‐ Majes L‐1031 Repartición ‐ Majes 138

SEA Repartición La Cano, Islay, Majes Sihuas, Ocoña, Caravelí y Camaná. T26‐121 Repartición 132/22.9/10



66 HID Huarmey

REP T18‐261 Paramonga Nueva 220/66/10

19 Poechos ‐ Sullana CUR L‐6668 Poechos ‐ Sullana 60 ENO Sullana II y III


EPU L‐0638 Puno ‐ Pomata 60 EPU Ilave ‐ Pomata


ESM TP5360231001 Puquio 60/22.9/10 ESM

Chaviña, Coracora, Incuyo, Nasca, Nasca Rural, Palpa, Palpa Rural, Pausa, Tambo

Quemado, Puquio y Puquio Rural.

22

Talara ‐ Zorritos ‐ Machala REP L‐2249 Talara ‐ Zorritos 220

ENO

Zorritos, Zarumilla Rural, Zarumilla, Tumbes,

Tumbes Rural, Máncora y Corrales.


REP T33‐261 Zorritos 220/60/10


HID

L‐1115 Trujillo Norte ‐ S.E. Motil 138

HID

Otuzco ‐ Motil ‐ La Florida, Trujillo Rural, Trujillo Baja Densidad, Quiruvilca y Paiján‐Malabrigo.

TP‐3023 Otuzco 33/22.9

TP 3010 Otuzco 33/13.8



Críticos 2017





Tensión (kV)

24 Trujillo Norte ‐ Chimbote 1 REP L‐2232 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte 220

‐ SEIN L‐2233 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte 220

25


L‐6695 S.E. Trujillo Sur ‐ Huaca Del Sol

60

HID Trujillo y Virú TP‐A050 Trujillo Sur 138/60/10

L‐6696 Huaca Del Sol ‐ S.E. Virú 60

Huaca del Sol ‐ Salaverry TP 3005 Salaverry 2 34.5/10.5 HID Trujillo


ELC 4‐TP‐056 Huancayo Este 60/22.9/10 ELC

Huancayo, Valle Mantaro 1, Valle Mantaro 2, Valle Mantaro 3, Valle Mantaro

4.


REP T15‐261 Piura Oeste 220/60/10

ENO

Piura, Santo Domingo Chalaco I y II,

Huancabamba Huarmaca, El Arenal, Chulucanas, Catacaos, Paita, Sullana, Sullana II y III y Bajo Piura.

T83‐261 Piura Oeste 220/60/11

ENO 1TP6031 Chulucanas 58/22.9/10


ESM L‐6623‐01 P34 de L‐6623 ‐ Tacama 60 ESM Ica


REP L‐1120 Paragsha 2 ‐ Amarilis 138 ‐ SEIN

30 Ocoña ‐ San José ‐ Montalvo MCV ATXF‐002 San José 500/220/33 ‐ SEIN

31 Socabaya ‐ Moquegua RDS L‐2025 Socabaya ‐ Moquegua 220

‐ SEIN L‐2026 Socabaya ‐ Moquegua 220


TRM T2 Socabaya 220/138 ‐ SEIN


REP L‐2223 Pachachaca ‐ Callahuanca 220 ‐ SEIN

CHI Chimay 13.8/220 220/13.8


REP


220 ‐ SEIN







L‐2011 Santa Rosa ‐ San Juan

L‐2018 San Juan ‐ Industriales


ELC L‐6067 Huallanca Nueva – La Unión 60 ELC Huánuco, Huánuco Rural 1

y Huánuco Rural 2


ELC

L‐6084 Villa Rica ‐ Pichanaki

60 ELC Pichanaki, Pozuzo y Chalhuamayo Satipo

L‐6080 Oxapampa ‐ Villa Rica

L‐6082 Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez

37 Marcona‐Jahuay‐Bella Unión SEA L‐6672 Marcona – Bella Unión 60 SEA Bella Unión‐Chala

Son 124 sistemas eléctricos afectados considerados para el año 2017 y tienen como concesión a 12 empresas eléctricas de distribución a nivel nacional, de las cuales: 10 empresas son del Estado ‐ FONAFE (Electro Ucayali, Electro Sur Este, Electro Puno,


Electrocentro, Electro Oriente, Electronoroeste, Hidrandina, Seal, Electronorte y Electrosur), 1 empresa Municipal (Electro Tocache) y 1 empresa Privada (Electro Dunas).

En el anexo N°1 se presentan las excedencias de las líneas y transformadores (Instalaciones críticos) INDISL2, INDISE3, TFL4 y TFC5; así como la cargabilidad de líneas congestionadas (LSC), transformadores sobrecargados (TS), líneas a punto de congestionarse (LAS) y transformadores a punto de sobrecargarse (TAS).

4.3 CAUSAS DE INTERRUPCIONES EN LAS INSTALACIONES DE TRANMISIÓN CRÍTICAS

Las instalaciones de transmisión críticas (59 líneas de transmisión y 28 transformadores)

consideradas para el año 2017, presentaron gran número y duración de interrupciones

eléctricas cuyas causas predominantes se presentan en el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 5

Causas predominantes en las instalaciones de transmisión


Críticos 2017


Empresa Líneas de transmisión y

transformadores Causas predominantes

1 Abancay ‐ Tamburco ‐ Andahuaylas ‐ Chuquibambilla ‐ Chacapuente – Cotaruse.

ESE

L‐6003 Abancay (TA) – Andahuaylas Descargas atmosféricas

L‐6005 Abancay ‐ Chalhuanca Descargas atmosféricas

2 Tingo María ‐ Aguaytía TRS L‐2251 Aguaytía – Tingo María Contacto con árbol


REP L‐1122 Tingo María ‐ Aucayacu Línea congestionada

REP L‐1124 Aucayacu – Tocache Línea congestionada

EOR T‐40 Juanjui Falla de equipo (conmutador bajo carga de transformador)

REP T35‐121 Tocache Transformador sobrecargado

4 Azángaro ‐ Antauta ‐ San Rafael ‐ Deriv. Putina ‐ Huancané ‐ Ananea

EPU

L‐6024 Azángaro ‐ Derivación Putina Descargas atmosféricas

L‐6025 Derivación Putina – Ananea Descargas atmosféricas

L‐6021 Azángaro ‐ Se San Rafael Descargas atmosféricas

L‐6026 Derivación Putina – Huancané Descargas atmosféricas


ESE L‐1014 S.E. San Gabán II ‐ Mazuko

Falla de equipo (interruptor de potencia de L‐1014)

L‐1015 Mazuko ‐ Puerto Maldonado Vientos huracanados

6


EOR

L‐60751b Bagua ‐ Nueva Jaén falla de equipo (avería de pararrayo en la fase T S.E. Nueva Jaén)

L60171 C.H. Muyo – Bagua falla de equipo (avería de pararrayo en la fase T S.E. Nueva Jaén)


falla de equipo (avería de pararrayo en la fase T S.E. Nueva Jaén)

TPA013 Nueva Jaén Transformador sobrecargado


ELN L‐1135 Espina Colorada ‐ Cutervo Descargas atmosféricas


ESE L ‐ 6006 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.



Críticos 2017




TP 6013 Ticapampa Descargas atmosféricas

9


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


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

T28‐062 Llusco Vientos huracanados

15

Guadalupe ‐ Chepén ‐ Pacasmayo ‐ Gallito Ciego ‐ Cajamarca ‐ Celendín – San

Marcos ‐ Cajabamba ‐ Cajamarca Norte ‐ La Pajuela

HID L‐6645 Guadalupe ‐ Chepén Actos vandálicos

HID L‐6653 Guadalupe 1 ‐ Pacasmayo Actos vandálicos


Equipo, materiales y accesorios

HID TP 6019 ‐162266 Cajamarca Transformador a punto de sobrecargarse


Línea a punto de congestionarse


RDS TR ‐ 1 Los Héroes Transformador a punto de sobrecargarse

EGS L‐6620 Aricota 2 ‐ Tomasiri Neblina

17


SEA

L‐6550 Majes ‐ Chuquibamba Equipo, materiales y accesorios

T15‐61 Corire Desprendimiento de conductor

T16‐62 Chuquibamba Falla de pararrayo

Mollendo ‐ Repartición ‐ Majes L‐1031 Repartición ‐ Majes Arco eléctrico

T26‐121 Repartición Transformador a punto de sobrecargarse



Desprendimiento de conductor

REP T18‐261 Paramonga Nueva Transformador a punto de sobrecargarse

19 Poechos ‐ Sullana CUR L‐6668 Poechos ‐ Sullana Aves


EPU L‐0638 Puno ‐ Pomata Descargas atmosféricas


ESM TP5360231001 Puquio Descargas atmosféricas

22

Talara ‐ Zorritos ‐ Machala REP L‐2249 Talara ‐ Zorritos Descargas atmosféricas


REP T33‐261 Zorritos Transformador a punto de sobrecargarse


HID

L‐1115 Trujillo Norte ‐ S.E. Motil Actos vandálicos

TP‐3023 Otuzco Falla relé

TP 3010 Otuzco Colapso de soporte o estructura

24 Trujillo Norte ‐ Chimbote 1 REP L‐2232 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte Línea a punto de congestionarse

L‐2233 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte Línea a punto de congestionarse



Críticos 2017




25


L‐6695 S.E. Trujillo Sur ‐ Huaca Del Sol Contacto o acercamiento accidental a los conductores

TP‐A050 Trujillo Sur Equipo, materiales y accesorios

L‐6696 Huaca Del Sol ‐ S.E. Virú Actos vandálicos

Huaca del Sol ‐ Salaverry TP 3005 Salaverry 2 Transformador a punto de sobrecargarse


ELC 4‐TP‐056 Huancayo Este Transformador a punto de sobrecargarse


REP T15‐261 Piura Oeste Transformador a punto de sobrecargarse

T83‐261 Piura Oeste Transformador a punto de sobrecargarse

ENO 1TP6031 Chulucanas Transformador a punto de sobrecargarse


ESM L‐6623‐01 P34 de L‐6623 ‐ 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 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.


Líneas de transmisión

Descargas atmosféricas causando una desconexión de larga duración principalmente

a 15 líneas críticas, los cuales fueron considerados críticos 2017.

Líneas a punto de congestionarse con un total de 11, con una cargabilidad

aproximada entre el 98% y 100%. Debido principalmente al crecimiento acelerado de

la demanda el cual debería ser atendido para el mejoramiento del sistema de

transmisión y sub transmisión.

Líneas congestionadas con un total de 7, cuya cargabilidad se encuentra entre el

105% y 125%. Falta de generación local que permitan minimizar las pérdidas y las

congestiones de las líneas.

Falla de equipo ocasionando desconexión en 5 líneas durante el año 2016. Por falta

de mantenimiento y equipos inadecuados que ocasionan dificultades en la operación

y en algunos casos causando accidentes de personal.

Vientos huracanados, contacto con árbol, actos vandálicos, equipo‐material‐

maniobra, desprendimiento de conductor, entre otros que ocasionaron

desconexiones a un total de 21 líneas de transmisión.

Cuadro Nº 6

Causas predominantes en líneas de transmisión

Causas predominantes Líneas de transmisión

afectados

Descargas atmosféricas 15

Línea a punto de congestionarse 11

Línea congestionada 7

Falla de equipo 5

Contacto con árbol 3

Equipo, materiales y accesorios 3

Actos vandálicos 2

Actos vandálicos 2

Vientos huracanados 1

Fallas fugaces por sobrecorriente 1

Contaminación por quema de maleza 1

Deslizamiento de terreno 1

Neblina 1

Arco eléctrico 1

Desprendimiento de conductor 1

Aves 1

Contacto con conductores 1


Bajo nivel de aislamiento 1


Figura Nº 2 Causas predominantes en líneas de transmisión

Transformadores

Transformadores a punto de sobrecargarse con un total de 11, con una cargabilidad

aproximada entre el 98% y 100%. Mayor implementación de generación adicional

que permita un abastecimiento de energía eléctrica local disminuyendo pérdidas y

sobrecargas en las instalaciones de transmisión.

Equipo, material y maniobra, ocasionando interrupciones en 3 transformadores los

cuales fueron considerados críticos para el año 2017. Equipos y materiales

inadecuados que ocasionan dificultades en la operación.

Transformador sobrecargado, descargas atmosféricas, vientos huracanados y falla

relé, ocasionando desconexiones a 8 transformadores.

Falla de equipo, colisión contra instalaciones, entre otros que ocasionaron

desconexiones a un total de 6 transformadores.

Cuadro Nº 7 Causas predominantes en transformadores

Causas predominantes Transformadores

afectados Transf. a punto de sobrecargarse 11

Equipo, materiales y accesorios 3

Transformador sobrecargado 2


Vientos huracanados 2

Falla relé 2

Falla de equipo 1

Colisión contra las instalaciones 1


Falla de pararrayo 1

Colapso de soporte o estructura 1

Equipo de maniobra 1

15

11

7

5

3 32 2

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

0

4

8

12

16

N° Causas


Figura Nº 3 Causas predominantes en transformadores

5. SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS CON ALTA INCIDENCIA EN TRANSMISIÓN 2017

Los sistemas eléctricos críticos 2017, presentaron gran incidencia de interrupciones en las

instalaciones de transmisión durante el año 2016, afectando la calidad de suministro

eléctrico a los usuarios finales. Estos sistemas fueron determinados mediante los

siguientes criterios:

Interrupciones con origen en las instalaciones de transmisión de las empresas

distribuidoras (SAIFI y SAIDI de transmisión).

SAIFI y SAIDI de transmisión gestionables (Interrupciones con responsabilidad propia

y fenómenos naturales).

SAIFI y SAIDI de interrupciones de transmisión no programadas (fallas y rechazo de

carga).

Excedencia a los límites de SAIFI y SAIDI de transmisión, realizado por consultoría

externa.

5.1 INDICADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO

Para la determinación de los sistemas eléctricos críticos se utilizó información base de los

reportes de interrupciones de las empresas eléctricas de distribución a nivel nacional

(Empresa Privadas y Estatales), estos de acuerdo al procedimiento Nº 074‐2004‐OS/CD

“Supervisión de la Operación de los Sistemas Eléctricos de empresas distribuidoras”,

vigente desde el 13 de abril 2004, el cual es utilizado para supervisar y medir la

performance de la calidad del suministro en los sistemas eléctricos de media tensión.

11

32 2 2 2

1 1 1 1 1 1

0

2

4

6

8

10

12

N° causas


Estos indicadores miden la performance de la operación de los sistemas eléctricos de

distribución y son de uso internacional:

SAIFI: Frecuencia (cantidad) promedio de interrupciones por usuario.

SAIDI: Duración (horas) promedio de interrupciones por usuario.

Calculados de la siguiente manera:

SAIFI ∑

y SAIDI ∑

Dónde:

ui = Número de usuarios afectados en cada interrupción "i"

ti = Duración de cada interrupción "i" (medido en horas)

n = Número de interrupciones en el periodo

N = Número usuarios del sistema eléctrico al final del periodo

Las tolerancias de SAIFI y SAIDI de transmisión para fallas gestionables (responsabilidad

propia y fenómenos naturales), se establecieron en base a los resultados del estudio

sobre “El diagnóstico y propuestas de solución a la problemática del suministro en los

sistemas de transmisión de las empresas distribuidoras” realizados por consultoría

externa. En este sentido, para efectuar la evaluación y análisis del desempeño en los

sistemas eléctricos de sectores típicos de distribución 2, 3, 4, 5 y 6 para el año 2016 en

adelante, se consideraron las siguientes tolerancias de SAIFI y SAIDI de transmisión para

fallas gestionables (propias y F.N):

Cuadro Nº 8

Tolerancias de SAIFI y SAIDI de transmisión.

5.2 DETERMINACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS 2017

Se determinaron 75 sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión a nivel

nacional y gestionables, pertenecientes a 9 empresas eléctricas de distribución: 8

empresas de FONAFE (Electro Oriente, Electro Puno, Electro Sur Este, Electrocentro,

Electronoroeste, Electrosur, Hidrandina y Seal) y 1 empresa Privada (Electro Dunas).

De los 75 sistemas eléctricos críticos; 57 sistemas, excedieron las tolerancias de

transmisión mayor al 200% en SAIFI; y 18 sistemas excedieron las tolerancias de

transmisión hasta el 200% en SAIFI. Estos sistemas se muestran en el siguiente cuadro.

Sector Típico SAIFI SAIDI

2 0.6 0.9

3 0.8 1.2

4 1.4 2

5 2 4

6 2 4


Cuadro Nº 9

Sistemas Eléctricos Críticos 2017










1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) 2974 3 3.0 1.5 0.8 275% 1.2 22%

2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) 3828 4 5.0 1.0 1.4 257% 2 ‐52%

3 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 27689 2 3.6 6.9 0.6 504% 0.9 671%

4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 35406 5 4.2 15.7 2 110% 4 292%

5 Electro Oriente SE2233 (Gera) 9018 4 6.0 0.9 1.4 329% 2 ‐54%

6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 16235 3 4.1 1.3 0.8 413% 1.2 11%

7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 31126 4 7.5 3.2 1.4 435% 2 62%

8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 23679 4 4.4 20.1 1.4 213% 2 906%

9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 35271 2 3.0 0.6 0.6 400% 0.9 ‐32%

10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 23200 4 3.0 1.1 1.4 112% 2 ‐45%

11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 15926 3 9.4 1.9 0.8 1071% 1.2 55%

12 Electro Puno SE0028 (Antauta) 5415 4 22.6 34.2 1.4 1514% 2 1608%

13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) 18142 3 8.3 3.4 0.8 939% 1.2 183%

14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 59680 6 2.3 1.5 2 16% 4 ‐62%

15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 42649 4 3.0 11.7 1.4 111% 2 486%

16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 12887 6 14.8 9.2 2 641% 4 129%

17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 16963 5 21.0 6.7 2 950% 4 69%

18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 5578 6 9.9 2.0 2 397% 4 ‐51%

19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 1246 5 20.8 7.2 2 940% 4 79%

20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 35 3 20.7 7.1 0.8 2489% 1.2 495%

21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 9884 2 9.8 4.3 0.6 1529% 0.9 382%


22218 5 9.8 4.4 2 391% 4 10%

23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3552 3 12.9 4.6 0.8 1519% 1.2 281%

24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 18214 2 23.6 7.4 0.6 3841% 0.9 722%


4982 4 22.1 8.3 1.4 1481% 2 314%

26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 9316 3 15.7 4.9 0.8 1862% 1.2 310%

27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 14278 6 14.1 4.7 2 606% 4 19%

28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 28391 4 5.0 1.6 1.4 256% 2 ‐18%

29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 22769 5 10.4 3.9 2 418% 4 ‐3%

30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 47355 2 11.7 12.9 0.6 1843% 0.9 1335%

31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 15981 5 10.9 25.0 2 447% 4 526%

32 Electrocentro SE0068 (Cangallo‐Llusita) 19421 5 17.4 6.1 2 770% 4 52%

33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo‐Satipo)

15474 4 3.7 1.2 1.4 166% 2 ‐40%

34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 8613 3 12.3 4.5 0.8 1443% 1.2 271%

35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 16831 6 12.5 4.7 2 527% 4 19%

36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 18016 5 5.0 1.8 2 148% 4 ‐55%

37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 11503 3 4.7 1.7 0.8 494% 1.2 38%

38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4386 4 10.1 1.8 1.4 620% 2 ‐9%

39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) 8985 3 22.4 5.6 0.8 2697% 1.2 369%


28585 4 9.9 10.9 1.4 609% 2 446%


19433 4 7.7 7.0 1.4 450% 2 249%


20380 4 2.0 5.6 1.4 41% 2 178%


36036 5 8.7 10.1 2 336% 4 152%

44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) 7376 3 0.9 7.7 0.8 13% 1.2 546%











45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 9118 2 2.5 0.4 0.6 324% 0.9 ‐61%

46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3452 3 0.9 7.5 0.8 9% 1.2 527%

47 Electrosur SE0115 (Tarata) 5890 5 2.1 16.4 2 7% 4 311%

48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 4434 3 4.9 1.2 0.8 507% 1.2 2%

49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 50938 2 1.9 0.8 0.6 209% 0.9 ‐7%


6468 6 3.0 2.5 2 48% 4 ‐38%

51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 20377 6 5.0 1.8 2 150% 4 ‐55%


51397 3 2.9 0.6 0.8 262% 1.2 ‐49%

53 Hidrandina SE1119 (Casma) 7098 2 7.6 16.1 0.6 1169% 0.9 1687%

54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 5709 4 7.9 16.6 1.4 461% 2 730%

55 Hidrandina SE0128 (Celendín) 13717 5 2.9 1.0 2 45% 4 ‐74%

56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 7128 2 3.9 0.6 0.6 549% 0.9 ‐35%

57 Hidrandina SE0126 (Huari) 14253 5 17.7 10.1 2 785% 4 152%

58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) 5953 2 1.1 6.4 0.6 80% 0.9 608%


8182 4 3.1 7.2 1.4 122% 2 261%

60 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 14307 2 4.2 6.0 0.6 595% 0.9 569%

61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 8176 6 13.8 13.6 2 589% 4 241%

62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 1197 3 12.4 7.0 0.8 1445% 1.2 487%

63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) 5914 6 3.9 4.0 2 97% 4 1%

64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 12440 4 3.0 1.4 1.4 118% 2 ‐28%

65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 6433 4 12.8 4.4 1.4 814% 2 118%


12065 3 3.0 2.8 0.8 277% 1.2 132%

67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 3170 4 4.8 14.2 1.4 244% 2 612%

68 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 7189 4 5.0 2.4 1.4 257% 2 18%

69 Seal SE0138 (Camaná) 17728 3 4.0 27.5 0.8 398% 1.2 2194%

70 Seal SE0145 (Caravelí) 1129 4 11.0 24.5 1.4 683% 2 1125%

71 Seal SE0141 (Chuquibamba) 6303 5 9.0 29.8 2 351% 4 645%

72 Seal SE0249 (Islay) 19405 3 2.7 6.8 0.8 236% 1.2 468%

73 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 14868 4 3.0 10.3 1.4 114% 2 415%

74 Seal SE0144 (Ocoña) 4236 4 8.9 35.2 1.4 536% 2 1662%

75 Seal SE0252 (Valle de Majes) 6209 4 7.0 21.3 1.4 399% 2 964%

* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones del año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).

** ST: Sector Típico.

Asimismo, de los 75 sistemas eléctricos críticos en transmisión, 73 sistemas pertenecen a

empresas eléctricas distribuidoras del Estado (EEDE) y 2 sistemas pertenecen a empresas

eléctricas distribuidoras Privadas (EEDP).

En el siguiente cuadro se presentan a los sistemas eléctricos críticos 2017 por región,

donde se puede resaltar que para las regiones de Ayacucho, Arequipa y Ancash presentan

el mayor número de sistemas críticos con 8 sistemas cada uno; seguidas de Cusco y La

Libertad con 7 sistemas y Cajamarca y Junín con 6 sistemas eléctricos. Para las regiones de

‐ SAIFI y/o SAIDI que excedieron l as tolerancias > 200% ‐ SAIFI y/o SAIDI que excedieron l as tolerancias < 200%

‐ SAIFI y/o SAIDI que no excedieron las tolerancias


Amazonas, Apurímac, Huánuco, Loreto, Madre de Dios, Pasco, Puno, San Martín, Tacna y

Tumbes se tienen entre 1 y 5 sistemas críticos.

Cuadro Nº 10

Sistemas eléctricos críticos de transmisión 2017 por región

Región Empresa Sistema Eléctrico Sector típico

SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas.



Amazonas Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 5 4.2 15.7

Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 2 3.6 6.9

Ancash

Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 4 7.9 16.6

Hidrandina SE1119 (Casma) 2 7.6 16.1

Hidrandina SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz) 3 2.9 0.6

Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 6 13.8 13.6

Hidrandina SE0126 (Huari) 5 17.7 10.1

Hidrandina SE0121 (Huarmey) 2 1.1 6.4

Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 4 12.8 4.4

Hidrandina SE2124 (Sihuas) 6 3.9 4

Apurímac

Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 4 3 11.7

Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 6 14.8 9.2

Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 6 9.9 2

Arequipa

Seal SE0144 (Ocoña) 4 8.9 35.2

Seal SE0141 (Chuquibamba) 5 9 29.8

Seal SE0138 (Camaná) 3 4 27.5

Seal SE0145 (Caravelí) 4 11 24.5

Seal SE0252 (Valle de Majes) 4 7 21.3

Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 4 3 10.3

Seal SE0249 (Islay) 3 2.7 6.8

Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 4 5 2.4

Ayacucho

Electro Dunas SE0047 (Coracora) 3 3 1.5

Electro Dunas SE4045 (Puquio) 4 5 1

Electrocentro SE0068 (Cangallo Llusita) 5 17.4 6.1

Electrocentro SE0074 (San Francisco) 3 22.4 5.6

Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 6 12.5 4.7

Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 5 10.9 25

Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 3 12.3 4.5

Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 2 11.7 12.9

Cajamarca

Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 4 4.4 20.1

Hidrandina SE0255 (Cajamarca Baja Densidad)

6 3 2.5

Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 2 1.9 0.8

Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 6 5 1.8

Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 3 4.9 1.2

Hidrandina SE0128 (Celendín) 5 2.9 1

Cusco

Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 5 21 6.7

Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 3 15.7 4.9

Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 6 14.1 4.7

Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) 5 9.8 4.4

Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 2 9.8 4.3

Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 5 10.4 3.9

Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 4 5 1.6

Huánuco Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 5 5 1.8

Junín Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2) 4 7.7 7

Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) 5 8.7 10.1


Región Empresa Sistema Eléctrico Sector típico

SAIFI* y SAIDI* Transmisión Gestionables No Programadas.



Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) 4 9.9 10.9

Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3) 4 2 5.6

Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 3 4.7 1.7

Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo ‐ Satipo) 4 3.7 1.2

La Libertad

Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 4 4.8 14.2

Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad) 3 3 2.8

Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida) 4 3.1 7.2

Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 3 12.4 7

Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 2 4.2 6

Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 4 3 1.4

Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 2 3.9 0.6

Loreto Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 3 9.4 1.9

Madre de Dios

Electro Sur Este SE1034 (Puerto Maldonado Rural)

4 22.1 8.3

Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 2 23.6 7.4

Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 5 20.8 7.2

Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 3 20.7 7.1

Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3 12.9 4.6

Pasco Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4 10.1 1.8

Puno

Electro Puno SE0028 (Antauta) 4 22.6 34.2

Electro Puno SE0027 (Azángaro) 3 8.3 3.4

Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 6 2.3 1.5

San Martín

Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 3 4.1 1.3

Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 4 7.5 3.2

Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 2 3 0.6

Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 4 3 1.1

Electro Oriente SE2233 (Gera) 4 6 0.9

Tacna Electrosur SE0115 (Tarata) 5 2.1 16.4

Tumbes

Electronoroeste SE1084 (Corrales) 3 0.9 7.7

Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 2 2.5 0.4

Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3 0.9 7.5

* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones del año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).


5.3 CALIDAD DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO DE LOS SISTEMAS CRÍTICOS 2017

A continuación se presenta la evaluación de la calidad de suministro eléctrico de los

sistemas críticos 2017, que presentaron mayor número y duración de interrupciones de

transmisión durante el año 2016, así como sus alternativas de solución que permitirán

mitigar en gran medida las interrupciones suscitadas dentro de la concesión de cada

empresa (EEDE y EEDP).

5.3.1 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTROCENTRO

La empresa de distribución eléctrica Electrocentro perteneciente al grupo Distriluz, cuenta

con un área de concesión de 6,528.94 km2 con 726 489 clientes al tercer trimestre 2016.

Actualmente cubre el suministro eléctrico a las regiones de Ayacucho, Huancavelica,

Huancayo, Huánuco‐Tingo María, Tarma‐Pasco, Selva Central y Huancayo‐Valle del

Mantaro.

Figura Nº 4

Área de concesión de la empresa Electrocentro

Para el año 2017, luego de la evaluación de criticidad en base a los indicadores de calidad

del suministro SAIFI y SAIDI por interrupciones en las instalaciones de transmisión de

naturaleza no programada y gestionable (interrupciones por responsabilidad propia y

fenómenos naturales), se determinó catorce sistemas eléctricos críticos, pertenecientes a


la empresa de Electrocentro, los cuales son: Ayacucho, Ayacucho Rural, Cangallo Llusita,

Chalhuamayo Satipo, Huanta Ciudad, Huanta Rural, Huánuco Rural 2, Pichanaki, Pozuzo,

San Francisco, Valle Mantaro 1, Valle Mantaro 2, Valle Mantaro 3 y Valle Mantaro 4.

Figura Nº 5

Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electrocentro

* SAIFI y SAIDI información del reporte de interrupciones durante el año 2016 (Anexo 1 y 2 del P‐074).

De la figura se observa que durante el año 2016, los sistemas eléctricos de San Francisco y

Cangallo Llusita, presentaron mayor número de interrupciones con un SAIFI en

instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 22.4 y 17.4

veces promedio respectivamente. Así mismo, los sistemas de Ayacucho y Ayacucho Rural,

presentaron mayor duración de interrupciones con un SAIDI en instalaciones de

transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 12.9 y 25 horas promedio

respectivamente. A continuación se presentará la evaluación de la calidad de suministro

eléctrico de los sistemas de Cangallo Llusita, San Francisco, Huanta Rural y Ayacucho.

5.3.1.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO CANGALLO LLUSITA

La evaluación de la calidad de suministro eléctrico se realizó en base los indicadores SAIFI

y SAIDI con interrupciones gestionables (responsabilidad propia y fenómenos naturales) y

con naturaleza no programada (fallas).

a. Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión

En la siguiente figura se muestra la evolución de los indicadores de la calidad del

suministro SAIFI y SAIDI de transmisión, desde el 2014 al 2016, correspondiente al

sistema eléctrico de Cangallo Llusita, observándose que en los últimos dos (2) años,

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0

SAIDI

SAIFI

SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electrocentro 2017

Promedio SAIFI: 9.93

Promed

io SA

IDI: 7

.06

Ayacucho

Ayacucho Rural

Cangallo LlusitaSan FranciscoValle Mantaro 3

Valle Mantaro 2

Valle Mantaro 4

Chalhuamayo SatipoHuánuco Rural 2

Pichanaki

Huanta Ciudad

Huanta Rural

Valle Mantaro 1

Pozuzo


el SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 12% y

aumentando 36% respectivamente desde el año 2015 al 2016.

Cuadro Nº 11

Evolución SAIFI y SAIDI de transmisión.

Instalación Causante Año 2014 Año 2015 Año 2016

SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI

Transmisión 22.2 9.8 19.8 4.5 17.4 6.1

Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0

Excedencia 1011% 146% 892% 12% 770% 52%

Figura Nº 6


Para el año 2016, se observa una excedencia del 770% y 52% de SAIFI y SAIDI

respectivamente, superando la tolerancia establecida de transmisión.

b. Interrupciones por Instalación Causante

El siguiente cuadro muestra las interrupciones por instalaciones causante del sistema

eléctrico de Cangallo Llusita durante el año 2016.

Cuadro Nº 12

SAIFI y SAIDI por instalación causante – Año 2016.

Instalación Causante SAIFI Porcentaje (%) SAIDI Porcentaje (%)

Distribución 12.7 42% 16.6 73%

Transmisión 17.4 58% 6.1 27%

Generación 0.0 0% 0.0 0%

Total 30.1 100% 22.7 100%


Figura Nº 7


Del cuadro se observa que la frecuencia promedio de interrupciones (SAIFI) y la

duración promedio de interrupciones (SAIDI) con incidencia en zonas de transmisión

hicieron un total de 17 veces promedio y 6 horas promedio de interrupciones,

durante el año 2016.

c. Causa de interrupciones

La principal causa de la frecuencia de interrupciones (SAIFI) y la duración de

interrupciones (SAIDI) fue por descargas atmosféricas lo que ocasionaron fallas en las

líneas L‐401 (SE Cobriza – SE Machahuay), L‐405 (SET Mollepata – SE Cangallo) y en la

SET P467 (SET Cangallo).

Cuadro Nº 13

SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016*.

Causas de interrupción N° Suministro SAIFI SAIDI

Descargas atmosféricas 19421 9.69 4.34

Corte de emergencia 19241 0.26 0.41

Otros ‐ Fenómenos Naturales 19211 0.68 0.36

Ajuste inadecuado 19245 1 0.29

Total 12.0 5.4

*SAIFI y SAIDI con información a noviembre de 2016

Figura Nº 8 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción


La causa de interrupción Descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 9.69 y un SAIDI

de 4.34, con un 81% y 80% de incidencia en las instalaciones de transmisión

respectivamente.

d. Interrupciones por componente

A continuación se presentan a las interrupciones eléctricas suscitadas dentro de la

concesión del sistema eléctrico de Cangallo Llusita en las instalaciones de transmisión

y con naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).

Figura Nº 9 Interrupción por componente

Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por descargas

atmosféricas, corte de emergencia, otros fenómenos naturales y ajuste inadecuado

de protecciones produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:

‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay), L‐405

(Mollepata‐Cangallo) y P467 (SET Cangallo).

‐ Causa por corte de emergencia: P467 (SET Cangallo).

‐ Causa por otros fenómenos naturales: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay).

‐ Causa por ajuste inadecuado: P467 (SET Cangallo).

5.3.1.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO SAN FRANCISCO




CAMPOARMIÑO

L−2227

MOLLEPATA

SET AYACUCHO

10 kV

69 kV

220 kV

L−6064 (L404)

69/22.9/10 kV15/4/15 MVA

66 kVB4001

ACSR - 240 mm²4.50 km

4-TP-202YNyn0d5

P413

66 kV

P468

L−6063 (L403)ACSR - 240 mm²

23.72 km

L−6062 (L402)ACSR - 240 mm²

51.78 km

L−6061 (L401)ACSR - 240 mm²

1.45 km

Cobriza (Mina)

B4022

Tip

o H

aw

k A

CS

R 4

77

MC

M - 2

40

mm

²5

5 k

m

L−6

602 (L

482)

P444

07850171

0786

0789

017

20790

0788

T

0794

0175

0793

0795T

NA

SET CANGALLO

CH. LLUSITA

69 kV

22.9 kV

0.44 kV

G412

B4011

4-TP-216Ydn111 MVA

4-TP-214Ydn111 MVA

B4115

4-TR-203Reg. Tensión

14.4kV Monf.3x1.44MVA

22.9 kV

B4007


14.4±10% kVMonf.

3x144kVA

4-AT-202Ynyn0

66/22.9kV3MVA

P467

B4006

L−6

065 (L405

)A

AA

C -

120 m

m²

63

.11 k

m

SS.AA.

A4019Vizchongo−Vilcashuaman

A4015Cangallo−Vischongo

A4020Pamal Chuschi

A4023Allpachaca

A4021Huancasancos−Carapo

A4014Mina Huancapi

A4015PSE Llusita: Colcamenca−Quilla

SS.AA.

4GE−005−2040.91 MW

4GE−005−2030.91 MW

SET HUANTA

69 kV

SET MACHAHUAY

69 kV

22.9 kV

B4114

B4008

P411

66/22.9 kV3 MVA

4-TP-212Dyn5

0.3

km

A4022

Chu

rcampa

−Loc

roja

A4013

San P

edro

de

Cor

is

SET SANFRANCISCO

66 kV

4 MVA

AA

AC

- 9

5 m

m²

85

km

SET COBRIZA II

10 kV

4.16 kV

P482

69/10/4.16 kV26/13.3/13.3 MVA

San Pedro de Coris (Tantar)

SS.A

A.

A4017

Des

act

ivado

B4004

P412

69/10 kV3 MVA

4-TP-204Ynd5

SE COBRIZA I69 kV230/69/10 kV

50/50/16.7 MVA

P481

L−6066A PAMPAS

0.6

5 k

m

69 kV

25 MVA

L−6

079 (L420)

4-TP-252Ynyn0d

P4116 10 kV

I400193

I400143

I400142

69/66 kV

Desconexión de la línea L401 por descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales.

Desconexión de la línea L405 por descargas atmosféricas.

Desconexión de la SET Cangallo (P467) por descargas atmosféricas,

corte de emergencia y ajuste inadecuado de protecciones.





sistema eléctrico de San Francisco, observándose que en los últimos dos (2) años, el

SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 41% y

disminuyendo 88% respectivamente desde el año 2015 al 2016.

Cuadro Nº 14




Transmisión 24.3 4.9 15.9 48.7 22.4 5.6

Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

Excedencia 2939% 307% 1885% 3962% 2697% 369%

Figura Nº 10


Para el año 2016, se observa una excedencia del 2697% y 369% de SAIFI y SAIDI

respectivamente, superando la tolerancia establecida de transmisión.



eléctrico de San Francisco durante el año 2016.

Cuadro Nº 15




Transmisión 22.4 72% 5.6 28%


Total 31.2 100% 20.2 100%


Figura Nº 11








interrupciones (SAIDI) fue por descargas atmosféricas lo que ocasionaron fallas en las

líneas L‐401 (SE Cobriza – SE Machahuay) y L‐420 (SE Mollepata – SE San Francisco).

Cuadro Nº 16

SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.





Total 16.8 4.3




La causa de interrupción Descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 15.45 y un

SAIDI de 3.42, con un 92% y 80% de incidencia en las instalaciones de transmisión

respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de San Francisco en las instalaciones de transmisión y

con naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).



atmosféricas, corte de emergencia y otros fenómenos naturales, produjeron

desconexión de las siguientes instalaciones:

‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay) y L‐420

(Mollepata‐San Francisco).

‐ Causa por corte de emergencia: P4116 (SET San Francisco).

‐ Causa por otros fenómenos naturales: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay)

CAMPOARMIÑO

L−2227

MOLLEPATA

SET AYACUCHO

10 kV

69 kV

220 kV

L−6064 (L404)

69/22.9/10 kV15/4/15 MVA

66 kVB4001

ACSR - 240 mm²4.50 km

4-TP-202YNyn0d5

P413

66 kV

P468

L−6063 (L403)ACSR - 240 mm²

23.72 km

L−6062 (L402)ACSR - 240 mm²

51.78 km

L−6061 (L401)ACSR - 240 mm²

1.45 km

Cobriza (Mina)

B4022

Tip

o H

aw

k A

CS

R 4

77M

CM

- 240

mm

²5

5 km

L−6

602 (L

482

)

P444

07850171

0786

078

9017

207

90

0788T

0794

017

50793

0795T

NA

SET CANGALLO

69 kV 4-TR-201Reg. Tensión

14.4±10% kVMonf.

3x144kVA

4-AT-202Ynyn0

66/22.9kV3MVA

P467

B4006

L−6

065 (L405)

AA

AC

- 1

20

mm

²6

3.1

1 k

m

SET HUANTA

69 kV

SET MACHAHUAY

69 kVB4114

P411

66/22.9 kV3 MVA

4-TP-212Dyn5

0.3

km

SET SANFRANCISCO

CH. SANFRANCISCO

66 kV

22.9 kV

0.44 kV

4 MVA

AA

AC

- 9

5 m

m²

85

km

G413

4-TP-220Ynd11

4-TP-218Ynd11

1 MVA1 MVA

4GE−005−206 4GE−005−207

B4009

G−10.77 MW

G−40.77 MW

A4029

Lobo

A4028

SET COBRIZA II

10 kV

4.16 kV

P482

69/10/4.16 kV26/13.3/13.3 MVA


B4004

P412

69/10 kV3 MVA

4-TP-204Ynd5


50/50/16.7 MVA

P481

L−6066A PAMPAS

0.6

5 k

m

69 kV

25 MVAL−6

079 (L420)

4-TP-252Ynyn0d

P4116 10 kV

A402

7Camona

chari−N

ativida

d

A4030

Santa

Rosa

−Palm

apa

mpa

SS.A

A

22.9 kV B4116

A4018

Sivia

Hatu

m R

umi

SS.AA

69/66 kV

A4016

San

Fra

ncisco

Kim

biri



Desconexión de la SET San Francisco (P4116) por corte de

emergencia.


5.3.1.3 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO HUANTA RURAL







sistema eléctrico de Huanta Rural, observándose que en los últimos dos (2) años, el

SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 331% y 116%

respectivamente desde el año 2015 al 2016.

Cuadro Nº 17




Transmisión 4.0 1.4 2.9 2.2 12.5 4.7

Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0

Excedencia 102% ‐66% 45% ‐45% 527% 19%

Figura Nº 14


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).



eléctrico de Huanta Rural durante el año 2016.

Cuadro Nº 18




Transmisión 12.5 73% 4.7 54%




Total 17.2 100% 8.8 100%

Figura Nº 15








interrupciones (SAIDI) fue por descargas atmosféricas, lo que ocasionaron fallas en la

línea L‐401 (SE Cobriza – SE Machahuay).

Cuadro Nº 19





Ajuste inadecuado 16399 0.35 0.15

Total 8.2 4.0




La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 7.22 y un SAIDI


respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Huanta Rural en las instalaciones de transmisión y

de naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).



atmosféricas, otros fenómenos naturales y ajuste inadecuado de protecciones,

produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:

‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay).

‐ Causa por otros fenómenos naturales: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay)

‐ Causa por ajuste inadecuado: P412 (SET Huanta).

5.3.1.4 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO




CAMPOARMIÑO

L−2227

MOLLEPATA

SET AYACUCHO

10 kV

69 kV

220 kV

L−6064 (L404)

69/22.9/10 kV15/4/15 MVA

66 kVB4001

ACSR - 240 mm²4.50 km

4-TP-202YNyn0d5

P413

66 kVP468

L−6063 (L403)ACSR - 240 mm²

23.72 km

L−6062 (L402)ACSR - 240 mm²

51.78 km

L−6061 (L401)ACSR - 240 mm²

1.45 km

Cobriza (Mina)

B4022

Tip

o H

aw

k A

CS

R 4

77

MC

M - 2

40 m

m²

55 k

m

L−6

602

(L482)

P444

07850171

0786

0789

017

20790

0788T

0794

017

50793

0795T

NA

SET CANGALLO

69 kV 4-TR-201Reg. Tensión

14.4±10% kVMonf.

3x144kVA

4-AT-202Ynyn0

66/22.9kV3MVA

P467

B4006

L−6

065 (L405)

AA

AC

- 1

20 m

m²

63.1

1 k

m

SET HUANTA

69 kV

10 kV

SS.A

A.

A4009

Cua

rtel Castroca

nch

a ( H

ospital H

uanca

yoc)

A4010

Zona

Urba

na H

uanta

(Mca

l. Sucre)

22.9 kV

10/22.9 kV3 MVA

4-TP-206Dyn5

B4099

A4011

Maca

chacra

(Hua

mang

uilla)

A4012

San J

osé de Secce (C

ongalla

)

SET MACHAHUAY

69 kV

22.9 kV

B4114

B4008

P411

66/22.9 kV3 MVA

4-TP-212Dyn5

0.3

km

A4022

Chu

rcampa

−Loc

roja

A4013

San P

edro

de

Cor

is

SET SANFRANCISCO

66 kV

4 MVA

AA

AC

- 9

5 m

m²

85

km

SET COBRIZA II

10 kV

4.16 kV

P482

69/10/4.16 kV26/13.3/13.3 MVA

Unida

d de Producció

n Cobriza


SS.A

A.

A4017

Des

act

ivado

B4004

P412

69/10 kV3 MVA

4-TP-204Ynd5

B4005


50/50/16.7 MVA

P481

L−6066A PAMPAS

0.6

5 k

m

69 kV

25 MVA

L−6

079 (L420

)

4-TP-252Ynyn0d

P4116 10 kV

69/66 kV

G−1500 kW

C.T. HUANTASKODA

10/2.4 kV0.5 MW

2.4 kV

Desconexión de la SET Huanta (P412) por ajuste inadecuado

de protecciones.






sistema eléctrico de Ayacucho, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI

y SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 18% y aumentando

en 302% respectivamente desde el año 2015 al 2016.

Cuadro Nº 20




Transmisión 3.9 0.8 14.2 3.2 11.7 12.9

Límite 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

Excedencia 554% ‐9% 2265% 257% 1843% 1335%

Figura Nº 18


Para el año 2016, se observa una excedencia del 1843% y 1335% de SAIFI y SAIDI de

transmisión respectivamente.



eléctrico de Ayacucho durante el año 2016.

Cuadro Nº 21




Transmisión 11.7 80% 12.9 86%


Total 14.5 100% 14.9 100%


Figura Nº 19








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*.


Falla equipo 47355 1.30 2.50



Total 7.8 3.6




La causa de interrupción Descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 5.84 y un SAIDI


respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Ayacucho en las instalaciones de transmisión y de

naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).


Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por falla de

equipo, descargas atmosféricas y otros fenómenos naturales, produjeron


‐ Causa por falla de equipo: P413 (SET Ayacucho).

‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay)

‐ Causa por otros fenómenos naturales: Línea L‐401 (Cobriza II–Machahuay).

CAMPO

ARMIÑO

L−2227

MOLLEPATA

SET AYACUCHO

CH. QUICAPATA

10 kV

10 kV

69 kV

220 kV

2.4 kV

10 kV

L−6064 (L404)

69/22.9/10 kV15/4/15 MVA

66 kVB4001

ACSR - 240 mm²4.50 km

4-TP-202YNyn0d5

P413

B4002

2 MVAR4BC−010−02

4-TG-200ynD510/2.4 kV1250 kVA

4GE−024−202 4GE−024−201

2.4 kV

4-TP-208Ydn112.4/10 kV650 kVA

4-TP-210Ydn11

2.4/10 kV650 kVA

B4010

G408

66 kV

P468

L−6063 (L403)ACSR - 240 mm²

23.72 km

L−6062 (L402)ACSR - 240 mm²

51.78 km

L−6061 (L401)ACSR - 240 mm²

1.45 km

Cobriza (Mina)

B4022

Tip

o H

aw

k A

CS

R 4

77M

CM

- 240

mm

²5

5 km

L−6

602 (L

482

)

P444

07850171

0786

078

9017

2079

0

0788T

0794

0175079

3

0795T

NA

A4005

Pampa

del Arco−L

os Mecá

nicos−Las A

renas

A4004

Urb. M

arisca

l Cáceres (E

MADE)

A4002

Zon

a C

éntrica

de Ayacucho

A4003

Canch

apa

ta−S

an M

elchor−Santa

Elena

A4001

Pla

za M

ayor (Z

ona C

éntrica de A

yacucho)

SS.A

A.

SS.A

A.

22.9 kV

B4003

A4006Quinua−Tambo (San Miguel)

A4008Tambillo−Ocros (Chumpe)

A4007Julcamarca (Vinchos)

SET CANGALLO

CH. LLUSITA

69 kV

22.9 kV

0.44 kV

G412

B4011

4-TP-216Ydn111 MVA

4-TP-214Ydn111 MVA

B4115


14.4kV Monf.3x1.44MVA

22.9 kV

B4007


14.4±10% kVMonf.

3x144kVA

4-AT-202Ynyn0

66/22.9kV3MVA

P467

B4006L−6

065 (L405

)A

AA

C -

12

0 m

m²

63.1

1 k

m

SS.AA.

A4019Vizchongo−Vilcashuaman

A4015Cangallo−Vischongo

A4020Pamal Chuschi

A4023Allpachaca

A4021Huancasancos−Carapo

A4014Mina Huancapi

A4015PSE Llusita: Colcamenca−Quilla

SS.AA.

4GE−005−2040.91 MW

4GE−005−2030.91 MW

SET HUANTA

69 kV

10 kV

SS.A

A.

A4009

Cua

rtel Castroca

ncha ( H

ospital H

uanca

yoc)

A4010

Zona

Urba

na H

uanta

(Mca

l. Sucre)

22.9 kV

10/22.9 kV3 MVA

4-TP-206Dyn5

B4099

A4011

Maca

chacra

(Hua

manguilla

)

A4012

San J

osé de Secce (C

ongalla

)

SET MACHAHUAY

69 kV

22.9 kV

B4114

B4008

P411

66/22.9 kV3 MVA

4-TP-212Dyn5

0.3

km

A4022

Chu

rcampa

−Loc

roja

A401

3San

Ped

ro d

e Cor

is

SET SANFRANCISCO

CH. SANFRANCISCO

66 kV

22.9 kV

0.44 kV

4 MVA

AA

AC

- 9

5 m

m²

85 k

m

G413

4-TP-220Ynd11

4-TP-218Ynd11

1 MVA1 MVA

4GE−005−206 4GE−005−207

B4009

G−10.77 MW

G−40.77 MW

A4029

Lobo

A4028

SET COBRIZA II

10 kV

4.16 kV

P482

69/10/4.16 kV26/13.3/13.3 MVA

Unida

d de Producción C

obriza


SS.A

A.

A4017

Des

act

ivado

B4004

P412

69/10 kV3 MVA

4-TP-204Ynd5

B4005


50/50/16.7 MVA

P481

L−6066A PAMPAS

0.6

5 k

m

69 kV

25 MVA

SS.AA.

L−6

079 (L420

)

4-TP-252Ynyn0d

P4116 10 kV

A4027

Camona

chari−N

ativida

d

A403

0Santa

Rosa

−Palm

apa

mpa

SS.A

A

22.9 kV B4116

A4018

Sivia

Hatu

m R

umi

SS.AA

I400193

I400143

I400142

69/66 kV

G−20.52 MW

G−10.52 MW

A401

6San

Fra

ncisco

Kim

biri

G−1500 kW

C.T. HUANTASKODA

10/2.4 kV0.5 MW

2.4 kV G−1500 kW

C.T.AYACUCHO

SKODA

10/2.4 kV0.5 MW

2.4 kV


Desconexión de la SET Ayacucho (P413) por falla de

equipo.


5.3.1.5 PROBLEMÁTICA DE INTERRUPCIONES.

A continuación se presentan las interrupciones por componentes en los sistemas

eléctricos de Cangallo Llusita, San Francisco, Huanta Rural y Ayacucho suscitados durante

el año 2016 en las instalaciones de transmisión de la concesionaria de Electrocentro para

fallas gestionables (propias y fenómenos naturales). Así como, aquellas interrupciones

suscitadas en las instalaciones de transmisión obtenidas de los sistemas de transmisión

críticos 2017 por sobrecarga, congestión, tasas de falla, indisponibilidad y aquellas

instalaciones que estén a punto de sobrecargarse y/o congestionarse.

Las principales interrupciones que afectaron el suministro eléctrico a los sistemas de

Cangallo Llusita, San Francisco, Huanta Rural y Ayacucho durante el año 2016, fueron los

siguientes:

Interrupciones eléctricas con fallas gestionables (Electrocentro)

‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, corte de emergencia, otros fenómenos

naturales y ajuste inadecuado de protecciones en las instalaciones eléctricas de

Cangallo Llusita.

‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, corte de emergencia y otros fenómenos

naturales en las instalaciones eléctricas de San Francisco.

‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, otros fenómenos naturales y ajuste

inadecuado de protecciones en las instalaciones eléctricas de Huanta Rural.

‐ Interrupciones por falla de equipo, descargas atmosféricas y otros fenómenos

naturales en las instalaciones eléctricas de Ayacucho.

Otras interrupciones eléctricas determinados en sistemas de transmisión críticos 2017

Problemática en el sistema de transmisión Cobriza I ‐ Cobriza II – Machahuay ‐ Huanta ‐

Mollepata ‐ San Francisco, debido principalmente a las causas:

‐ Deslizamiento de terreno produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e

indisponibilidad de la línea L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco con 13% y 120%,

respectivamente.

‐ Vientos huracanados produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de

100% en la SET 4‐TP‐252 San Francisco.

‐ Descargas atmosféricas produciendo excedencia de la tolerancia de indisponibilidad

de 294% de la línea L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II.


Figura Nº 22

Interrupción por componente a nivel de transmisión

5.3.1.6 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN.

A continuación se presentan las alternativas de solución para los sistemas eléctricos

críticos de Cangallo Llusita, San Francisco, Huanta Rural y Ayacucho.

Alternativas a corto plazo

‐ Medición, mejoramiento de puesta a tierra en las instalaciones eléctricas de San

Francisco y Mollepata e instalación de pararrayos L‐6602 (Cobriza I – Cobriza II) y L‐

6061 (Cobriza II – Machahuay).

‐ Instar a la empresa Statkraft y Electrocentro a contar con el personal y materiales

necesarios para operar físicamente sus instalaciones y la gestión de contingencias

como lo estipula el numeral 1.3.1 de la Norma Técnica de Operación en Tiempo Real

de los Sistemas Interconectados.


Figura Nº 23

Alternativas de solución a corto plazo

Alternativas a mediano y largo plazo

‐ Cambio de transformador en 60/10 kV de 5 MVA por otro de 15 MVA en la SET San

Francisco, prevista para el año 2017 (PIT 2017‐2021).

‐ Línea de Transmisión en 220 kV Friaspata ‐ Mollepata de 90.5 km, 250 MVA y

ampliación de la S.E. Mollepata (MINEM ‐ POC 2017), solución definitiva a la

problemática de interrupciones en transmisión en la Región Ayacucho.

‐ Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya. Permitiendo

la evacuación más estable de la potencia desde las Centrales Mantaro, Restitución y

Cerro del Águila ‐ Plan de transmisión COES (2013‐2022).

Grupo [3x0.85 MW]

Generación AdicionalSan Francisco

Grupo [6x0.85 MW]

GeneraciónAdicionalAyacucho

L-6063

L-6064G1

G2

(2x650 kW)

L-6079

(23.72 km)

(80 km)

(4.7 km)

69/66 KV25 MVA

50/50/16,7 MVA

L-2227

10

COBRIZA I

220 kVCOBRIZA II

L-6602(55 km)

69 kV

26/13.3/13.3 MVA

4,16

DOE RUN

L-60

66

22,9

7/7/2 MVA

(27.8

km

)

10 22,9

3 MVA

69 kV

L-6061(1.45 km)

S.E. HUANTA

L-6062(51.78 km)

DERIVACIÓNHUANTA

L-6

069

(0.6

km)

3 MVA3 MVA

15 MVA

31/27.5/6.25 MVA

2.42x0,65 MVA

10kV

S.E. CANGALLO

69 kV

69 kV

S.E. SANFRANCISCO

G1

G222.9

1 MVA 6,9

1 MVA

(2x912 kW)C.H. LLUSITA

6,9

L-6065(63 km)

12.5 MVA4-TP-224

4-TP-25212.5 MVA

4-TP-222

10

(0.3 km)

4-TP-212

MINA SANTACATALINA

S.E. AYACUCHO

22.912 MVA

4-TP-226

Campo Armiño

SEINC.H.

QUICAPATA

S.E.MOLLEPATA

69 kV

69 kV

69 kV

69 kV69 kV

S.E.MACHAHUAY

Instar a la empresa Statkraft yElectrocentro a contar con el personalnecesario para operar físicamente susinstalaciones ante contingencias.

Medición, mejoramiento de puesta a tierra en lasinstalaciones eléctricas de San Francisco y Mollepata einstalación de pararrayos L‐6602 (Cobriza I – Cobriza II) y L‐6061 (Cobriza II – Machahuay).

ALTERNATIVA DE SOLUCIÓN DE CORTO

PLAZO


Figura Nº 24

Alternativas de solución a largo plazo

Grupo [3x0.85 MW]

Generación AdicionalSan Francisco

Grupo [6x0.85 MW]

GeneraciónAdicionalAyacucho

L-6063

L-6064G1

G2

(2x650 kW)

L-6079

(23.72 km)

(80 km)

(4.7 km)

69/66 KV

25 MVA

50/50/16,7 MVA

L-2227

10

COBRIZA I

220 kVCOBRIZA II

L-6602(55 km)

69 kV

26/13.3/13.3 MVA

4,16

DOE RUN

L-6

066

22,9

7/7/2 MVA

(27

.8 k

m)

10 22,9

3 MVA

69 kV

L-6061(1.45 km)

S.E. HUANTA

L-6062(51.78 km)

DERIVACIÓNHUANTA

L-6

069

(0.6

km)

3 MVA3 MVA

15 MVA

31/27.5/6.25 MVA

2.42x0,65 MVA

10kV

S.E. CANGALLO

69 kV

69 kV

S.E. SANFRANCISCO

G1

G222.9

1 MVA 6,9

1 MVA

(2x912 kW)C.H. LLUSITA

6,9

L-6065(63 km)

12.5 MVA4-TP-224

4-TP-25212.5 MVA

4-TP-222

10

(0.3 km)

4-TP-212

MINA SANTACATALINA

S.E. AYACUCHO

22.912 MVA

4-TP-226

Campo Armiño

SEINC.H.

QUICAPATA

S.E.MOLLEPATA

69 kV

69 kV

69 kV

69 kV69 kV

S.E.MACHAHUAY

Cambio de transformador en 60/10

kV de 5 MVA por otro de 15 MVA en

la SET San Francisco, prevista para el

año 2017 (PIT 2017‐2021).

Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya.

Permitiendo la evacuación más estable de la potencia desde las Centrales

Mantaro, Restitución y Cerro del Águila ‐ Plan de transmisión COES (2013‐

2022).

L.T. en 220 kV Friaspata ‐ Mollepata de 90.5 km y 250 MVA y ampliación de la

S.E. Mollepata (MINEM ‐ POC 2017), solución definitiva a la problemática de

interrupciones en transmisión en la Región Ayacucho

S.E. NUEVAMOLLEPATA

50/50/5 MVAFriaspata - Mollepata(0.2 km)

SEIN

LARGO PLAZO


5.3.2 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO SUR ESTE

La empresa de distribución eléctrica Electro Sur Este, cuenta con un área de concesión de

10,316 km2 con 486 926 clientes al tercer trimestre 2016. Actualmente cubre el

suministro eléctrico a las regiones de Cusco, Apurímac y Madre de Dios.

Figura Nº 25

Área de concesión de la empresa Electro Sur Este




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.


Figura Nº 26

Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electro Sur Este


De la figura se observa que durante el año 2016, los sistemas eléctricos de Puerto

Maldonado, Puerto Maldonado Rural, Iberia, Iñapari y Chumbivilcas, presentaron mayor

número de interrupciones con un SAIFI en instalaciones de transmisión de naturaleza no

programada y gestionable de 23.6, 22.1, 20.8, 20.7 y 21 veces promedio respectivamente.

Así mismo, los sistemas de Andahuaylas y Chacapuente, presentaron mayor duración de

interrupciones con un SAIDI en instalaciones de transmisión de naturaleza no programada

y gestionable de 11.7 y 9.2 horas promedio respectivamente. A continuación se

presentará la evaluación de la calidad de suministro eléctrico de los sistemas de Puerto

Maldonado, Iberia y Mazuko.

5.3.2.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO MALDONADO







sistema eléctrico de Puerto Maldonado, observándose que en los últimos dos (2)

años, el SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 30% y

disminuyendo 81% respectivamente desde el año 2015 al 2016.

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0

SAIDI

SAIFI

SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electro Sur Este 2017


Promedio SA

IDI: 5

.87

Andahuaylas

Chacapuente

Valle Sagrado 1 Chuquibambilla

Pto. Maldonado Rural

La Convención Rural

La Convención Valle S. 2

Mazuko Sicuani

Sicuani Rural

Pto. Maldonado

Chumbivilcas

Iberia

Iñapari


Cuadro Nº 23




Transmisión 20.9 7.7 18.2 38.4 23.6 7.4

Límite 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

Excedencia 3391% 753% 2935% 4171% 3841% 722%

Figura Nº 27






eléctrico de Puerto Maldonado durante el año 2016.

Cuadro Nº 24




Transmisión 23.6 75% 7.4 57%


Total 31.7 100% 13.0 100%

Figura Nº 28









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




Falla equipo 19688 1.99 1.05

Fuertes vientos 17150 2 0.67

Contacto de red con árbol 18593 1.00 0.22

Total 23.6 7.4


La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 18.76 y un


respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Puerto Maldonado en las instalaciones de

transmisión y de naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos

naturales).




atmosféricas, falla equipo, fuertes vientos y contacto de red con árbol, produjeron


‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea 1014 (San Gabán II ‐ Mazuko) y 1015

(Mazuko – Puerto Maldonado).

‐ Causa por falla de equipo: Línea 1014 (San Gabán II ‐ Mazuko) y 1015 (Mazuko

– Puerto Maldonado).

‐ Causa por fuertes vientos: Línea 1015 (Mazuko – Puerto Maldonado).

‐ Causa por contacto de red con árbol: Línea 1015 (Mazuko – Puerto

Maldonado).

5.3.2.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO IBERIA







sistema eléctrico de Iberia, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y

22.9 kV

SS.A

A.

MZ01

PSE M

azuko

Circuito N

º 02

Carg

as M

ineras H

uepetuhe

Futuro

Futuro

3 MVAR

13.8 kV

138 kV

138 kV

SE SANGABAN II

SEMAZUCO

138/22.9 kV10 MVA

AAAC - 211 mm²69.16 km

G154 MW

138 kV

SE PUERTOMALDONADO

138/22.9/10 kV35/12/25 MVA

AAAC - 185 mm²152.85 km

N2XSY 6-1x240 mm²

INT01

22.9 kV

SS.A

A.

10 kV

PM−02Ciudad de Pto. Maldonado


PM06

Laberinto

10 MVAR

L−1015

1.5 MW 1.25 MW 2.7 MW 1.6 MW 1.1 MW 1.0 MW 0.5 MW 0.5 MW 0.5 MW

CT PUERTOMALDONADO

10 kV

10 kV

10 kV

PM05

PM04

22.9 kV

PM04

PM05

PM07

Pla

nchon

Cachuela

2.6 MVA

2 MVA

6 km

CH SANGABAN II

L−1010

L−1013

A AZANGARO

A SAN RAFAEL

159.3 km

76.48 km

L−1014

13.8 kV

G254 MW

A9501

SAN GABAN

13.8 kV 22.9 kV 2.5 MVA

13.8/138 kV 62.5 MVA

13.8/138 kV 62.5 MVA

2.5 MVA

Central Térmica−Futura Reserva Fria


RESERVA FRIA20 MW

CT PUERTOMALDONADO

0.48 kV

Desconexión de la línea L1014 por descargas

atmosféricas y falla equipo.


atmosféricas, falla equipo, fuertes vientos y contacto

red con árbol.


SAIDI ha tenido un comportamiento variable aumentando en 4% y 4%


Cuadro Nº 26




Transmisión 12.0 3.7 20.0 6.9 20.8 7.2

Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0

Excedencia 502% ‐8% 900% 73% 940% 79%

Figura Nº 31






eléctrico de Iberia durante el año 2016.

Cuadro Nº 27




Transmisión 20.8 23% 7.2 16%


Total 91.0 100% 43.9 100%


Figura Nº 32










Maldonado).

Cuadro Nº 28




Falla equipo 1295 1.99 0.92


Total 20.8 7.2



La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 17.81 y un


respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Iberia en las instalaciones de transmisión y de




atmosféricas, falla equipo y fuertes vientos, produjeron desconexión de las siguientes

instalaciones:



‐ Causa por falla de equipo: Línea 1014 (San Gabán II ‐ Mazuko) y 1015 (Mazuko

– Puerto Maldonado).

‐ Causa por fuertes vientos: Línea 1015 (Mazuko – Puerto Maldonado).

22.9 kV

SS.A

A.

MZ01

PSE M

azuko

Circuito N

º 02Carg

as M

ineras H

uepetuhe

Futuro

Futuro

3 MVAR

13.8 kV

138 kV

138 kV

SE SANGABAN II

SEMAZUCO

138/22.9 kV10 MVA

AAAC - 211 mm²69.16 km

G154 MW

138 kV

SE PUERTOMALDONADO138/22.9/10 kV35/12/25 MVA

AAAC - 185 mm²152.85 km

N2XSY 6-1x240 mm²

INT01

22.9 kV

SS.A

A.

10 kV



PM06

Laberin

to

10 MVAR

L−1015

PM07

Pla

nchon

CH SANGABAN II L−1010

L−1013

A AZANGARO

A SAN RAFAEL

159.3 km

76.48 km

L−1014

13.8 kV

G254 MW

A9501

SAN GABAN

13.8 kV 22.9 kV 2.5 MVA

13.8/138 kV 62.5 MVA

13.8/138 kV 62.5 MVA

2.5 MVA



RESERVA FRIA20 MW

CT PUERTOMALDONADO

0.48 kV

CAT 6

500 kW

CT IBERIA

2.4 kV 22.9 kV

500 kVAYNd5

CUM 9

800 kW

CAT 3

200 kW

22.9 kV

1 MVAYNd5

4.16 kV

Línea interconexión − 22.9 kV

CTIÑAPARI

IN01iñapari

IB01Iberia

IB03San Pedro

Cummins

540 kW

800 kVAYNd5

0.44 kV

IB02Iñapari




atmosféricas, falla equipo, fuertes vientos y contacto

red con árbol.


5.3.2.3 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO MAZUKO







sistema eléctrico de Mazuko, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y

SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 16% y aumentando en

5% respectivamente desde el año 2015 al 2016.

Cuadro Nº 29




Transmisión 12.2 31.8 15.4 4.3 12.9 4.6

Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

Excedencia 1425% 2550% 1827% 261% 1519% 281%

Figura Nº 35






eléctrico de Mazuko durante el año 2016.

Cuadro Nº 30




Transmisión 12.9 37% 4.6 8%




Total 34.7 100% 58.4 100%

Figura Nº 36










Maldonado).

Cuadro Nº 31 SAIFI y SAIDI por causa de interrupción – Año 2016.




Total 12.9 4.6



La causa de interrupción descargos atmosféricas presentó un SAIFI de 10.95 y un


respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Mazuko en las instalaciones de transmisión y de




atmosféricas y falla equipo, produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:



‐ Causa por falla de equipo: Línea 1014 (San Gabán II ‐ Mazuko).

5.3.2.4 PROBLEMÁTICA DE INTERRUPCIONES


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


22.9 kV

SS.A

A.

MZ01

PSE M

azuko

Circuito N

º 02

Carg

as M

inera

s Huepetuhe

Futuro

Futuro

3 MVAR

13.8 kV

138 kV

138 kV

SE SANGABAN II

SEMAZUCO

138/22.9 kV10 MVA

AAAC - 211 mm²69.16 km

G154 MW

138 kV

SE PUERTOMALDONADO138/22.9/10 kV35/12/25 MVA

AAAC - 185 mm²152.85 km

N2XSY 6-1x240 mm²

INT01

22.9 kV

SS.A

A.

10 kV



PM06

Laberinto

10 MVAR

L−1015

1.5 MW 1.25 MW 2.7 MW 1.6 MW 1.1 MW 1.0 MW 0.5 MW 0.5 MW 0.5 MW

CT PUERTOMALDONADO

10 kV

10 kV

10 kV

PM05

PM01

22.9 kV

PM01

PM02

PM03

PM04

PM05

PM07

Pla

nchon

Cachuela

2.6 MVA

2 MVA

6 km

CH SANGABAN II

L−1010

L−1013

A AZANGARO

A SAN RAFAEL

159.3 km

76.48 km

L−1014

13.8 kV

G254 MW

A9501

SAN GABAN

13.8 kV 22.9 kV 2.5 MVA

13.8/138 kV 62.5 MVA

13.8/138 kV 62.5 MVA

2.5 MVA



RESERVA FRIA20 MW

CT PUERTOMALDONADO

0.48 kV




atmosféricas.





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.


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


5.3.2.5 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN


críticos de Puerto Maldonado, Iberia y Mazuko.


‐ Instalación de pararrayos, cambio y limpieza de aisladores, limpieza de faja de

servidumbre y corte árboles en las líneas L‐1014 (San Gabán‐Mazuko) y L‐1015

(Mazuko‐Puerto Maldonado), propuestas por ELSE, en el plan de mejora 2017.

‐ Mantenimiento electromecánico en las SET’s San Gabán, Mazuko y Puerto

Maldonado.

Figura Nº 40



‐ Línea de Transmisión Puerto Maldonado ‐ Iberia en 138 kV de 165 km,

implementación con conductor de 240 mm2 tipo ACAR aprobado en el PIT 2017‐

2021, previsto para el año 2020.

‐ Implementación de la SET Iberia, con la operación del transformador de potencia de

138/22,9/10 kV ‐ 16/5/14 MVA rotado desde la SET Puerto Maldonado aprobado en

el PIT 2017‐2021, previsto para el año 2020.


Figura Nº 41

Alternativas de solución a mediano y largo plazo


5.3.3 EMPRESA ELÉCTRICA DE HIDRANDINA

La empresa de distribución eléctrica Hidrandina perteneciente al grupo Distriluz, cuenta

con 820 213 clientes al tercer trimestre 2016. Actualmente cubre el suministro eléctrico a

las regiones de La Libertad Norte, Chimbote, Huaraz, Trujillo y Cajamarca.

Figura Nº 42

Área de concesión de la empresa Hidrandina




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.


Figura Nº 43

Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Hidrandina


De la figura se observa durante el año 2016, los sistemas eléctricos de Pomabamba, Huari,

Ticapampa y Quiruvilca, presentaron mayor número de interrupciones con un SAIFI en

instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 13.8, 17.7,

12.8 y 12.4 veces promedio respectivamente. Así mismo, los sistemas de Casma Rural,

Casma, Trujillo Rural y Pomabamba, presentaron mayor duración de interrupciones con

un SAIDI en instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de

16.6, 16.1, 14.2 y 13.6 horas promedio respectivamente. A continuación se presentará la

evaluación de la calidad de suministro eléctrico de los sistemas de Pomabamba y Huari.

5.3.3.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO POMABAMBA







sistema eléctrico de Pomabamba, observándose que en los últimos dos (2) años, el

SAIFI y SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 38% y

aumentando en 1% respectivamente desde el año 2015 al 2016.

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0

SAIDI

SAIFI

SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Hidrandina 2017


Promedio SA

IDI: 5

.92

Huari

PomabambaTrujillo Rural

Casma Rural

Casma

Huarmey

Otuzco‐Motil‐Florida

Paiján‐Malabrigo

Sihuas

Cajamarca RuralCaj. Baja Densidad

Truj. Baja Densidad

Cajamarca Cajabamba

Quiruvilca

Ticapampa

HuamachucoCelendín

Caraz‐C‐H.

Tayabamba


Cuadro Nº 32




Transmisión 10.2 1.8 22.4 13.5 13.8 13.6

Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0

Excedencia 411% ‐55% 1018% 238% 589% 241%

Figura Nº 44






eléctrico de Pomabamba durante el año 2016.

Cuadro Nº 33




Transmisión 13.8 62% 13.6 62%


Total 22.3 100% 21.9 100%

Figura Nº 45








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



Caída conductor red 8152 0.73 3.38


Corte de emergencia 8150 1 2.68


Contacto entre conductores 8168 2.20 1.27

Total 11 12.5





respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Pomabamba en las instalaciones de transmisión y




Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por caída

conductor de red, descargas atmosféricas, corte de emergencia, otros ‐ fenómenos

naturales y contacto entre conductores, produjeron desconexión de las siguientes

instalaciones:

‐ Causa por caída conductor de red: P389 (SE Pomabamba).

‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea 350 (Sihuas‐Pomabamba), L365

(Kiman‐Sihuas) y P389 (SE Pomabamba).

‐ Causa por corte de emergencia: P389 (SE Pomabamba).

‐ Causa por otros‐fenómenos naturales: SET N300136.

‐ Causa por contacto entre conductores: Línea L350 (Sihuas‐Pomabamba) y P389

(SE Pomabamba).

5.3.3.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO HUARI







sistema eléctrico de Huari, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y

22.9 kV

138 kV

46.8

1 k

mA

AA

C -

3x2

40 m

m²

10 kV

IN−A032

SS.A

A.

0.44 kV

10 kV

60 kV

1.25 MVA

CH. POMABAMBA1.75 MVA

22.9 kV

POM371 (A3116)

YNd5

IN−6010

665 kVA

665 kVA

920 kVAPomabamba

Chuyas

SIH

602 (A

3350)

Quiches−J

ocosSIH

601 (A

3349)Sihua

s

60 kV

22.9 kV

AAAC - 3x120 mm²35.15 km

L−6689PMB001 (A3353)

PMB002 (A3355)ParobambaR

PMB003 (A3354)

PiscobambaR

IN−6044

SS.AA.0.44 kV

400 kVA

460 kVA

2x500 kVA

JAM001 (A3358)

PSE Chacas−

CH. JAMBOM

1500 kVA

22.9 kV

HRI2

02 (A

3361)

Mirg

as

HRI2

03 (A

3362)

Cha

vin, S

an M

arcos

HRI2

01

HRI2

04 (A

3363)

Rahua

pampa

, Lla

mellin

HRI2

05

Minera

Contong

a

22.9 kV

IN−6046

13.8 kV

HRI101 (A3359)Huari

60 kV

AAAC - 3X120 mm²74.18 km

SE TAYABAMBA

SE SIHUAS8/5/4 MVA (ONAN)10/6/5 MVA (ONAF)

TP-A045Dynyn5

138/60/23±10X1% kV

(SESIHUAS)

Dyn11

SB−A013

SL−6034

SB−A015

Yanama

San Luis II Etapa

SE HUARI7/7/2 MVA (ONAN)9/9/3 MVA (ONAF)

TP-6029YNyn0d5

57±13X1%/22.9/13.8 kV

(SEHUARI)

L−6693

ba bb

220 kV

SE KIMAN AYLLU15/5/5 MVA (ONAN)18/18/6 MVA (ONAF)

TP-6031YNyn6-YNd5

60±16X1.1%/10/7.2 kV

(SEKIMANAYLLU)

66 kV10 kV

10 kV

INT−505

INT−504

IN−6009

SE POMABAMBA5 MVA (ONAN)6 MVA (ONAF)

TP-6023Dyn5

60/23±10X1% kV

(SEPOMABAMBA)

IN−6045

SLP−504

SLP−505

SL−6050

SL−6047

SL−6049

SL−6033

Sicsiba

mba

− Caja

s

AUT−501100/100/30 MVA

Desconexión de la línea L350 por descargas atmosféricas y contacto entre conductores.

Desconexión de la SET P389 por caída conductor de red,

descargas atmosféricas, corte de emergencia y contacto entre

conductores.

Desconexión de la línea L365 por descargas atmosféricas. Desconexión de la SET

N300136 por otros fenómenos naturales.


SAIDI ha tenido un comportamiento variable disminuyendo en 39% y 49%


Cuadro Nº 35




Transmisión 19.2 7.4 29.2 19.9 17.7 10.1

Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0

Excedencia 862% 86% 1362% 398% 785% 152%

Figura Nº 48






eléctrico de Huari durante el año 2016.

Cuadro Nº 36




Transmisión 17.7 68% 10.1 29%


Total 26.0 100% 35.0 100%


Figura Nº 49









en las líneas L‐6693 (SE Pomabamba ‐ SE Huari) y L‐6689 (SE Sihuas – SE

Pomabamba).

Cuadro Nº 37




Otros ‐ Fenómenos Naturales 14241 1 1.42

Contacto entre conductores 14241 1.80 1.04

Total 10.7 6.9






respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Huari en las instalaciones de transmisión y de




atmosféricas, otros fenómenos naturales y contacto entre conductores, produjeron


‐ Causa por caída descargas atmosféricas: Línea L350 (Sihuas‐Pomabamba), L362

(Pomabamba‐Huari) y L365 (Kiman‐Sihuas).

‐ Causa por otros fenómenos naturales: SET N300136.

‐ Causa por contacto entre conductores: Línea L350 (Sihuas‐Pomabamba) y L362

(Pomabamba‐Huari).

SIH

602 (A

3350)

Quiches−J

ocosSIH

601 (A

3349)Sihua

s

60 kV

22.9 kV

AAAC - 3x120 mm²35.15 km

L−6689PMB001 (A3353)

PMB002 (A3355)ParobambaR

PMB003 (A3354)

PiscobambaR

IN−6044

SS.AA.

53.59 km

L−1133AAAC - 3x120 mm²

0.44 kV

400 kVA

460 kVA

2x500 kVA

13.8 kV

JAM001 (A3358)

PSE Chacas−

CH. JAMBOM

1500 kVA

22.9 kV

Dyn5

YNd5

R

HRI2

02 (A

3361)

Mirg

as

HRI2

03 (A

3362)

Cha

vin, S

an M

arcos

HRI2

01

HRI2

04 (A

3363)

Rahua

pampa

, Lla

mellin

HRI2

05

Minera

Con

tonga

22.9 kV

IN−6046

13.8 kV

HRI101 (A3359)Huari

60 kV

AAAC - 3X120 mm²74.18 km

SE TAYABAMBA

SE SIHUAS8/5/4 MVA (ONAN)10/6/5 MVA (ONAF)

TP-A045Dynyn5

138/60/23±10X1% kV

(SESIHUAS)

Dyn11

SB−A013

SL−6034

SB−A015

Yanama

San Luis II Etapa

SE HUARI7/7/2 MVA (ONAN)9/9/3 MVA (ONAF)

TP-6029YNyn0d5

57±13X1%/22.9/13.8 kV

(SEHUARI)

L−6693

ba bb

220 kV

SE KIMAN AYLLU15/5/5 MVA (ONAN)18/18/6 MVA (ONAF)

TP-6031YNyn6-YNd5

60±16X1.1%/10/7.2 kV

(SEKIMANAYLLU)

66 kV10 kV

10 kV

INT−505

INT−504

IN−6009

SE POMABAMBA5 MVA (ONAN)6 MVA (ONAF)

TP-6023Dyn5

60/23±10X1% kV

(SEPOMABAMBA)

IN−6045

SLP−504

SLP−505

SL−6050

SL−6047

SL−6049

SL−6033

Sicsiba

mba

− Caja

sAUT−501

100/100/30 MVA

22.9 kV

138 kV

L−113

2

46

.81 k

mA

AA

C -

3x2

40 m

m²

10 kV

IN−A032

SS.A

A.

0.44 kV

10 kV

60 kV

1.25 MVA

CH. POMABAMBA1.75 MVA

22.9 kV

POM371 (A3116)

YNd5

IN−6010

665 kVA

665 kVA

920 kVAPomabamba

Chuyas

13.8 kV

22.9 kV

0.38 kV

CH. HUARI (MARIA JIRAY)

3 MVA

0.63 MVA2.3 kV

0.5 MVA

R

R

R

1.81 MVA

1.9 MVA

545 kW

500 kW

MAR353 (A3348)Chavin−San Marcos

MAR352 (A3114)Rahuapampa Llamellin

MAR354 (A3351)Mirgas

MAR351 (A3115)Huari−Cajay

Desconexión de la línea L350 por descargas atmosféricas y contacto entre conductores.

Desconexión de la SET N300136 por otros

fenómenos naturales.


Desconexión de la línea L362 por contacto entre

conductores.




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.


Pomabamba y Huari durante el año 2016, fueron los siguientes:

Interrupciones eléctricas con fallas gestionables (Hidrandina)

‐ Interrupciones por caída conductor de red, descargas atmosféricas, corte de

emergencia, otros ‐ fenómenos naturales y contacto entre conductores en las

instalaciones eléctricas de Pomabamba.

‐ Interrupciones por descargas atmosféricas, otros fenómenos naturales y contacto

entre conductores en las instalaciones eléctricas de Huari.EE


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





críticos de Pomabamba y Huari.


‐ Desmonte de torre metálica inoperativa en estructura E29 de la línea de transmisión

L‐6689 Sihuas – Pomabamba, propuestas por Hidrandina en el Plan de Mejora 2017

reportado en el Portal DSE de Osinergmin.

‐ Instalación de pararrayos, contadores de descargas e instalación de pozos a tierra y

sistema de anillado en estructuras con mayor incidencia de descargas y

mantenimiento de los sistemas de puestas a tierra en las líneas de transmisión L‐

1132 (SE Kiman Ayllu – SE Sihuas), L‐6689 (SE Sihuas – SE Pomabamba) y L‐6693 (SE

Pomabamba – SE Huari), propuestas por Hidrandina en el Plan de Mejora 2017

reportado en el Portal DSE de Osinergmin.

Figura Nº 53




‐ Enlace de 8 km en 66 kV desde la futura C.H. Chacas (Proyecto Central Centauro I y

III) hacia la S.E. Derivación de la Línea Pomabamba‐Huari en Configuración “PI”.

‐ Culminación del por un Proyecto Central Centauro I y III que incluye la construcción

de una línea de transmisión desde la S.E. Carhuaz hacia la S.E Chacas de 44 km en

66 kV.

‐ Línea de transmisión Antamina – Huari en 66 kV de 35 km aproximadamente, este

proyecto permitirá el abastecimiento a largo plazo del sistema de trasmisión Sihuas ‐

Pomabamba – Huari con una fuente adicional desde el SEIN.

‐ Implementación de Generación Distribuida.

Figura Nº 54



5.3.4 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO PUNO

La empresa de distribución eléctrica Electro Puno, cuenta zonas de concesión en la región

de Puno con 10 sistemas eléctricos quienes actualmente viene reportando información de

interrupciones de acuerdo a lo establecido en el procedimiento N° 074. Al tercer trimestre

de 2016, cuenta con 273 363 clientes regulados.

Figura Nº 55

Área de concesión de la empresa Electro Puno




fenómenos naturales), se determinó tres sistemas eléctricos críticos, pertenecientes a la

empresa de Electro Puno, los cuales son: Antauta, Azángaro e Ilave‐Pomata.


Figura Nº 56

Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electro Puno


De la figura se observa que durante el año 2016, el sistema eléctrico de Antauta presentó

mayor número y duración de interrupciones (SAIFI y SAIDI) en instalaciones de

transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 22.6 y 34.2 respectivamente. A

continuación se presentará la evaluación de la calidad de suministro eléctrico de los

sistemas de Antauta, Azángaro e Ilave‐Pomata.

5.3.4.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO ANTAUTA







sistema eléctrico de Antauta, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y



0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0

SAIDI

SAIFI

SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electro Puno 2017

Promedio SAIFI: 11.07Promedio SA

IDI: 1

3.03

Antauta

Azángaro

Ilave‐Pomata


Cuadro Nº 38




Transmisión 20.7 31.2 2.7 12.0 22.6 34.2

Límite 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2.0

Excedencia 1376% 1459% 90% 500% 1514% 1608%

Figura Nº 57


Para el año 2016, se observa una excedencia de 1514% y 1608% de SAIFI y SAIDI de




eléctrico de Antauta durante el año 2016.

Cuadro Nº 39




Transmisión 22.6 56% 34.2 53%


Total 40.2 100% 64.9 100%


Figura Nº 58









en la línea L‐6021 (SE Azángaro – Der Antauta).

Cuadro Nº 40



Descargas atmosféricas 5415 16 17.15


Fuertes vientos 5415 1.29 6.58


Total 22.6 34.2



La causa de interrupción descargas atmosféricas presentó un SAIFI de 16 y un SAIDI


respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Antauta en las instalaciones de transmisión y de




atmosféricas, corte de emergencia, fuertes vientos y otros fenómenos naturales,


‐ Causa por caída descargas atmosféricas: Línea L6021 (Azángaro‐Der. Antauta).

‐ Causa por corte de emergencia: Línea L6021 (Azángaro‐Der. Antauta) y SET 90

(SE Antauta).

‐ Causa por fuertes vientos: Línea L6021 (Azángaro‐Der. Antauta) y SET 90 (SE

Antauta).

‐ Causa por otros‐fenómenos naturales: Línea L6021 (Azángaro‐Der. Antauta).

5.3.4.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO AZÁNGARO




SET 40

SET HUANCANÉ

60/22.9/10 kV5/5/2 MVA (ONAN)

6.25/6.25/2 MVA (ONAF)

SET 30SET

ANANEAA

AA

C -

3x1

50 m

m²

49

.38 k

m

SA−6363IN−6198

PR−637

SL−6365

ST−672

TC−700

10 kV

60 kV

60 kV

SEANTAUTA

SE SANRAFAEL

60/22.9 kV6 MVA (ONAN)8 MVA (ONAF)

60/10 kV24 MVA

L−6064AAAC - 150 mm²

7 kmAAAC - 3x150 mm²

83 km

L−6

065

AA

AC

- 3

x12

0 m

m²

4.2

km

22.9 kV

SET90

Carga libre de San Rafael

TC−699

PR−636

SE−6359

IN−6196

SA−6361IN−4116

PR−437

TC−4106

TC−303

SA−6619

L−6

025

SL−6720

IN−6721

ST−686

138 kV

L−104242.4 km

A AYAVIRI

L−1010159.3 km

A CH SANGABAN II

L−101178.2 kmA JULIACA

20 MVAR

SET 80

AZÁNGARO

138/60/22.9 kV24/24/7.2 MVA

T50-162

SS.A

A.

L−9

002

Ajoy

ani−M

acusa

ni

L−9

001

Anta

uta−C

rucero

23±2x2.5%/0.4−0.23 kV50 kVA

SA SA SA

IN IN

IN

SL

IN

ST

L−6021

L−6024SA−6620

L−6

026

SL−6719

IN−6722

ST−689

IN−1480

60 kV

SA−6618

IN−6720

SL−6718

ST−685

60 kV

39.85 km

AAAC - 3x150 mm²

10 kV

60/22.9/10 kV7/7/2.5 MVA (ONAN)9/9/2.5 MVA (ONAF)60 kV

60 kV

AA

AC

- 3

x12

0 m

m²

33

.74 k

m

10 kV

L−100989.26 km

A SAN RAFAEL

TC−732

PR−660

SE−6493

IN−6262

SA−6491IN−4236

PR−4498

TC−44174

138/60/22.9 kV47.5/47.5/12.5 MVA

T79-162

TC−303

10 kV

Desconexión de la línea L6021 por descargas atmosféricas, corte de emergencia, fuertes vientos y otros fenómenos

naturales.

Desconexión de la SET Antauta por corte de emergencia, fuertes vientos y otros fenómenos naturales.





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%


Cuadro Nº 41




Transmisión 7.5 9.9 1.2 0.5 8.3 3.4

Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

Excedencia 841% 724% 49% ‐56% 939% 183%

Figura Nº 61


Para el año 2016, se observa una excedencia de 939% y 183% de SAIFI y SAIDI de




eléctrico de Azángaro durante el año 2016.

Cuadro Nº 42






Total 30.8 100% 21.7 100%


Figura Nº 62




hicieron un total de 8 veces promedio y 3 horas promedio de interrupciones, durante

el año 2016.




en las líneas L‐6024, 6025 (SE Azángaro – SE Ananea) y SET 30 (SET Ananea).

Cuadro Nº 43






Otros ‐ Propio 16726 0 0.07

Total 8.3 3.4





respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Azángaro en las instalaciones de transmisión y de




atmosféricas, fuertes vientos, otros fenómenos naturales y otros propio, produjeron


‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L6024 (Azángaro ‐ Der Putina), L6025

(Der Putina ‐ Ananea) y SET 30 (SET Ananea).

‐ Causa por fuertes vientos: Línea L6025 (Der Putina ‐ Ananea) y SET 30 (SET

Ananea).

‐ Causa por otros‐fenómenos naturales: Línea L6025 (Der Putina ‐ Ananea) y SET

30 (SET Ananea).

‐ Causa por otros‐propio: SET 30 (SET Ananea).

1.2 MW

TSA−8622.9±2x2.5%/0.4−0.23 kV

37.5 kVA

4.17/22.9 kV3 MVA

4.17/22.9 kV1.5 MVA

SE SANDIA

Salida

8001

Azá

nga

ro

Salida

8002

Putina

AA

AC

- 3

x120 m

m²

33.7

4 k

m

L−9

135

L−100989.26 km

A SAN RAFAEL

TC−732

PR−660

SE−6493

IN−6262

SA−6491IN−4236

PR−4498

TC−44174

138/60/22.9 kV47.5/47.5/12.5 MVA

T79-162

TC−303PR−1228

SE−1411

TC−1415

IN−1536

SA−1409 10 kV

60/22.9/10 kV15/15/2.5 MVA (ONAN)18/18/2.5 MVA (ONAF)

SL−3031IN−3026

ST−3026

SL−3032Salida 3006

RESERVA

SL−3033IN−3027

ST−3027


RESERVA

PR−437

TC−4106

TC−303PR−152

PR−154

SA−1257

IN−1360

TC−306

SE−1251

TC−304

IN−1356

SA−1253

CH. CHIJISIASANDIA

138 kV

L−104242.4 km

A AYAVIRI

L−1010159.3 km

A CH SANGABAN II

L−101178.2 kmA JULIACA

20 MVAR

SET 80

AZÁNGARO

138/60/22.9 kV24/24/7.2 MVA

T50-162

SS.A

A.

L−9

002

Ajoy

ani−M

acusa

ni

L−9

001

Anta

uta−C

rucero

23±2x2.5%/0.4−0.23 kV50 kVA

SA SA SA

IN IN

IN

SL

IN

ST

L−6021

L−6024SA−6620

L−6

026

SL−6719

IN−6722

ST−689

IN−1480

SA−6619

L−6

025

SL−6720

IN−6721

ST−686

SA−1665

SL−3021IN−3021

ST−3021

SL−3022

22.9 kV

10 kV

60/22.9/10 kV7/7/2.5 MVA (ONAN)9/9/2.5 MVA (ONAF)60 kVSS.AA

60 kV

AA

AC

- 3

x120 m

m²

33.7

4 k

m

10 kV

SET 40

SET HUANCANÉ

60/22.9/10 kV5/5/2 MVA (ONAN)

6.25/6.25/2 MVA (ONAF)

SET 30SET

ANANEA

AA

AC

- 3

x15

0 m

m²

49.3

8 k

m

SA−6363IN−6198

PR−637

SL−6365

ST−672

TC−700

10 kV

60 kV

60 kV

SEANTAUTA

SE SANRAFAEL

60/22.9 kV6 MVA (ONAN)8 MVA (ONAF)

60/10 kV24 MVA

L−6064AAAC - 150 mm²

7 kmAAAC - 3x150 mm²

83 km

L−6

065

AA

AC

- 3

x12

0 m

m²

4.2

km

22.9 kV

SET90

Carga libre de San Rafael

TC−699

PR−636

SE−6359

IN−6196

SA−6361IN−4116

Salida 3001MINA CORI

SL−3023IN−3022

ST−3022


INTERCONEXION PUTINA

SL−3025IN−3023

ST−3023


ORIENTAL SINA − INTERC. SANDIA

SL−3027IN−3024

ST−3024

SL−3028

SL−3029IN−3025

ST−3025

SL−3030

Salida 3004CERRO LUNAR

Salida 3005RINCONADA−RITICUCHO

22.9 kV

SA−1671IN−1490

ST−193

SL−1491

22.9 kV

SA−1669IN−1488

Salida 7501Sandia

1.29 MW

4.17 kV

1.2 MW

PR−153

SA−1255

IN−1358

TC−305

22.9 kVTV−150

60 kV

SA−6618

IN−6720

SL−6718

ST−685

60 kV

39.85 km

AAAC - 3x150 mm²

Desconexión de la SET Ananea por descargas atmosféricas,

fuertes vientos, otros fenómenos naturales y otros

propios.


Desconexión de la línea L6025 por descargas atmosféricas, fuertes vientos y otros‐fenómenos naturales.


5.3.4.3 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO ILAVE ‐ POMATA







sistema eléctrico de Ilave Pomata, observándose que en los últimos dos (2) años, el



Cuadro Nº 44




Transmisión 15.6 12.8 1.7 1.4 2.3 1.5

Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0

Excedencia 679% 221% ‐16% ‐66% 16% ‐62%

Figura Nº 65


Para el año 2016, se observa una excedencia de la tolerancia de SAIFI en 16%.



eléctrico de Ilave Pomata durante el año 2016.

Cuadro Nº 45






Total 9.9 100% 7.7 100%


Figura Nº 66





el año 2016.




en la línea L‐6027 (SE Ilave – SE Pomata) y SET 10 (SET Ilave).

Cuadro Nº 46






Total 2.3 1.5




respectivamente.




concesión del sistema eléctrico de Ilave‐Pomata en las instalaciones de transmisión y




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).



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



138 kV

L−2030196.4 km

AT−1120/120/15 MVA

SA−6381

SA−6415

IN−6228

SL−6417ST−680

L−6

007

Tuca

ri

SA−1285

IN−1404

IN−1406

SA−1287

0201

Vilqu

e − Maña

zo−T

iquill

aca

IN−1408

SA−1289

0251

Chu

cuito

TSA−38

SS.A

A.

SA−4

323

IN−4

150

SS.A

A.

Salida

2004

Pom

ata

−Desa

gua

dero

Salida

2003

Yung

uyo−Copa

ni−Unica

chi

Salida

2002

Keluyo−P

izacona

Salida

2001

Juli

Salida

0100

3Ila

ve Zona

Baja

−Camica

che

Salida

01002

Ilave−A

cora−P

lateria

Salida

01001

Pilcuy

o−Ilave

CT. BELLAVISTASan Gaban4.84 MW

AAAC - 3x120 mm²2.95 km

L−6028

L−6311A JULIACA

L−1012A JULIACA

37 km

23±2x2.5%/0.4−0.23 kV50 kVA

L−6027

SA

SS.A

A.

23±2x2.5%/0.4−0.23 kV50 kVA

IN

SA SA SA

SA SA SA SA SA

SA

SA

IN

INSL

ST

60 kV

SL

IN

ST

60/22.9/10 kV7/7/2 MVA−ONAN

9/9/2.5 MVA−ONAF

A MOQUEGUA

60/10 kV7 MVA−ONAN9 MVA−ONAF

INSA

INSA

IN

IN

IN

IN

IN

IN

37.5 km

SET80

SET 10

SET 01

60 kV

10 kV

10 kV

22.9 kV

60 kV

SETILAVE

SETPOMATA60/22.9/10 kV

7/7/2 MVA−ONAN9/9/2.5 MVA−ONAF

AA

AC

- 3x1

20 m

m²

60

km

AAAC - 3x120 mm²43.5 km

22.9 kV

SA−6383

IN−6212

SL−6385

ST−675

L−0

638

60 kV

10 kV

SETPUNO

60/10 kV5.5 MVA−ONAN

Salida 0101Av. Circunvalación

Salida 0102Centro de Puno

Salida 0103Av. El Sol

Salida 0104Alto Puno

Salida 0105Av. Simón Bolivar

Salida 0106Una−Atenas

SA−6387

IN−6214

SL−6389ST−676

138 kV

22.9 kV

SETTOTORANI(PUNO)138/60/22.9 kV

25/25/7 MVA − ONAN

IN−6210

O−5

71

Ichu

ña

Desconexión de la línea L6027 por descargas atmosféricas y

fuertes vientos.

Desconexión de la línea L0638 por descargas atmosféricas,

fuertes vientos y otros fenómenos naturales.

Desconexión de la SET Ilave por descargas atmosféricas.





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.


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.


Figura Nº 69




críticos de Antauta, Azángaro, Ilave‐Pomata y Juliaca Rural.


‐ Medición y mejoramiento de puesta a tierra e instalación de pararrayos de líneas en

L‐6021 Azángaro ‐ Der. Antauta, L‐6024 Azángaro ‐ Der. Putina, L‐6025 Der. Putina ‐

Ananea, L‐0638 Puno – Pomata y L‐6027; así como medición de PAT en las SET´s

Ananea e Ilave.

Propuestas de EPU – Plan de Mejora 2017

‐ Análisis físico, químico y cromatográfico de los transformadores de potencia en las

SET´S Bellavista, Ilave, Pomata, Antauta, Huancané y Ananea.

‐ Inspección de los conmutadores bajo carga de los transformadores de potencia de las

SET´S Bellavista, Ilave, Pomata, Antauta y Huancané.

‐ Inspección y mejora de la cargabilidad de la línea de transmisión en 60 kV Azángaro –

Antauta.

‐ Inspección de la línea de transmisión en 60 kV Puno‐Ilave Pomata.

‐ Inspección de la línea de transmisión en 60 kV Azángaro – Huancané – Ananea.


Figura Nº 70



PIT 2017‐2021 – SET Putina

‐ Reconversión y repotenciación de la línea de transmisión en 90 km Azángaro‐Putina‐

Ananea de 60 a 138 kV y de 150 a 240 mm2 AAAC.

‐ SET Putina 138/60/23kV de 15MVA.

‐ SET Ananea 138/60/23kV de 25MVA.

PIT 2017‐2021 – SET Maravilla

‐ SET Maravilla 138/23/10kV de 25MVA.

‐ Línea de transmisión Derivación a SET Maravilla en 138 kV de 0.5 km.

‐ La Línea de transmisión Deriv. secciona a LT 138kV Juliaca ‐ Azángaro a 10.5km de la

SET Juliaca.

‐ SET Maravilla en 138/23/10kV de 25 MVA.

Plan de transmisión COES 2013‐2022

‐ Línea de transmisión Tintaya – Azángaro – Juliaca – Puno en 220kV.


Figura Nº 71



5.3.5 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRO ORIENTE

La empresa de distribución eléctrica Electro Oriente, cuenta con un área de concesión de

459.78 km2 con 415 826 clientes al tercer trimestre 2016. Actualmente cubre el

suministro eléctrico a las regiones de Loreto, San Martín, Amazonas y Cajamarca.

Figura Nº 72

Área de concesión de la empresa Electro Oriente




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.


Figura Nº 73

Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electro Oriente


De la figura se observa que durante el año 2016, los sistemas eléctricos de Yurimaguas,

Rioja Oriente y Gera, presentaron mayor número de interrupciones con un SAIFI en

instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 9.4, 7.5 y 6.0

veces promedio respectivamente. Así mismo, los sistemas de San Ignacio y Bagua‐Jaén

Rural, presentaron mayor duración de interrupciones con un SAIDI en instalaciones de

transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 20.1 y 15.7 horas promedio

respectivamente. A continuación se presentará la evaluación de la calidad de suministro

eléctrico de los sistemas de Tarapoto Rural y Rioja Oriente.

5.3.5.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTO RURAL







sistema eléctrico de Tarapoto Rural, observándose que en los últimos dos (2) años, el



0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0

SAIDI

SAIFI

SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electro Oriente 2017


Promedio SA

IDI: 5

.74

San Ignacio

YurimaguasRioja Oriente

Bagua Jaén Rural

Bagua Jaén

MoyobambaGera

Tarapoto Rural

Tarapoto


Cuadro Nº 47




Transmisión 5.9 1.8 3.0 0.9 3.0 1.1

Límite 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2.0

Excedencia 320% ‐10% 111% ‐53% 112% ‐45%

Figura Nº 74


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%.



eléctrico de Tarapoto Rural durante el año 2016.

Cuadro Nº 48






Total 15.7 100% 35.9 100%

Figura Nº 75






el año 2016.



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




Falla equipo 23200 1 0.27

Total 3.0 1.1


La causa de interrupción Otros‐fenómenos naturales presentó un SAIFI de 1.97 y un


respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Tarapoto Rural en las instalaciones de transmisión

y con naturaleza no programada y gestionable (propias y 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 464802.

‐ Causa por otros fenómenos naturales: Línea 2012 (Lamas) y 2016 (Juan

Guerra).

5.3.5.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO RIOJA ORIENTE







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%


EMD3.125 MVA

3 MVAYd5-Yy6

CAT−3516B−32.5 MVA

2.5 MVAYNyn6

CAT−3516B−42.5 MVA

2.5 MVA10 kV

CT BELLAVISTA

BE−S

06 (4

616

)Bella

vista

1.5 MVA (ONAN)2 MVA (ONAF)

SEBELLAVISTA

4.16 kV

PR−1011

SL−1011

IN−1011

SB−1019

IN−1019

ST−1019

0.48 kV 0.48 kV

YNyn6

SB−2219

IN−2219

ST−2219

PA−1312

IN−1312

SB−1312

TP-1311YNyn0d5

SB−2212

TP-2221YN0

SE JUANJUI

SB−2211

SB−2214

R−2214

SL−2214

PR−2214

BE−S

04 (4614

)Picot

a

SB−2213

R−2213

SL−2213

PR−2213

BE−S

03 (4613

)Bia

vo

SB−2215

R−2215

SL−2215

PR−2215

BE−S

05 (4615

)

Sisa

138 kVSB−1315/A

IN−1315

SB−1315/B

PR−1314

IN−1314

SB−1314

15 MVA

TP-1314YNd5

SB−1201

IN−1201

SL−1201

SB−1311

IN−1311

SL−1311

PA−1311

SB−1302

IN−1302

SL−1302

PA−1302

PR−1309

IN−1309

SB−1309

SL−2209

IN−2209

ST−2209

PR−2209

R−2201

TA−S

02 (2

012

)Lamas

R−2202

TA−S

06 (2

016

)Jua

n Guerra

22.9 kV

22.9 kV

PA−1009

ST−1001

PA−1010

SB−1301

IN−1301

SL−1301

PA−1301

SEMOYOBAMBA

SE TOCACHE80.8 km

AAAC 240 mm²L−1017

A YURIMAGUAS

138 kV

TP-1301YNyn0d5

SETARAPOTO

5MVAR650kVp

25/7/25 MVA (ONAN)30/9/30 MVA (ONAF)132±13x1%/22.9/10 kV

15/15/5.3 MVA (ONAN)20/20/7 MVA (ONAF)132±13x1%/22.9/10 kV

22.9 kV

10 kV

10 kV

SB−1313

IN−1313

SL−1313

ST−1313

PR−1313

25 kmAAAC 240 mm²

L−1019

SB−1202

IN−1202

SL−1202

ST−1202

PR−1202

SA−1203

PR−1203

SB−2201

IN−2201

SB−2202

PR−120

4

138 kV

22.9 kV

NUEVA SEJUANJUI

7/3/7 MVA (ONAN)TP-1203YNyn0d5

22.9±2X2.5%/10kV

R−2203

TA−S

09 (2

019

)

Desconexión de la línea 2012 y 2016 por error de fenómenos naturales.

Desconexión de la línea 464802 por falla de equipo.


Cuadro Nº 50




Transmisión 11.7 3.5 16.5 7.0 7.5 3.2

Límite 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2.0

Excedencia 736% 77% 1082% 251% 435% 62%

Figura Nº 78


Para el año 2016, se observa una excedencia a la tolerancia de transmisión en 435% y

62% de SAIFI y SAIDI respectivamente.



eléctrico de Rioja Oriente durante el año 2016.

Cuadro Nº 51






Total 12.9 100% 10.3 100%

Figura Nº 79






el año 2016.



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




Ajuste inadecuado 31126 0 1.17




Total 7.5 3.2




concesión del sistema eléctrico de Rioja Oriente en las instalaciones de transmisión y

con naturaleza no programada y gestionable (propias y fenómenos naturales).



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).



eléctricos de Tarapoto Rural y Rioja Oriente, suscitados durante el año 2016 en las

instalaciones de transmisión de la concesionaria de Electro Oriente para fallas

SL−1301

PA−1301

IN−1331

SL−1331

ST−1331

PA−1331

PA−1332

IN−1031

MO−S01Sal 1 (3211)

MO−S02Sal 2 (3212)

MO−S03Sal 3 (3213)

CAT12.5 MVA

CAT22.5 MVA

YNd5 10 kV

3.5 km

SB−6031

IN−6031

ST−6031

PA−6031

TP-1331YNyn0d5SE

MOYOBAMBA

SB−6033

IN−6033

SL−6033

ST−60332

2 k

mA

AA

C 2

40 m

m²

PR−6033

L−6

091

SB−6032

IN−6032

SL−6032

ST−6032

17.5 kmASCR 78 mm²

L−6090

SB−605

IN−605

IN−205

(3454)

Calza

da S

oritor

Yura

cyacu (3

453)

Yorongos (3

451)

(3452)

TP-602035YNd11

SL−604

PR−604

IN−604

IN−204

TP-602045YNd11

SE RIOJAST−604

PR−604

(L02−R

IO)

SERSA

SC−204

SB−606

IN−606

ST−606

SL−606

15.06 kmAAAC 240 mm²

L−6092

IN−607

SL−607

PA−607

TP-607YNd11

10/11.5 MVA (ONAN/ONAF)60±2x2.5%/22.9−20 kV

IN−207

(3293)

Nuevo C

aja

marca

(3291)

San F

ernando

Reserva

1

(3292)

Nara

njos

22.9 kV

SE NUEVACAJAMARCA

IN−601

SL−601

PR−601

PR−224

GE−S01 (3241)PSE Gera

DACP

DALP

22.9 kV

PR−101

IN−101

G−13.85 MVA

G−23.85 MVA

SC−101

10 kV

10 kV

1.7

km

AA

AC

70

mm

²

SC−101

IN−103

G−12 MVA

TP-YNd5

2.2 MVA (ONAN)10±2x2.5%/4.16 kV

10 kV

4.16 kV

CH GERA II

CH GERA I

96.3 kmAAAC 240 mm²

L−1018

60 kV

60 kV

SETARAPOTO

TP-601YNyn0d5

10/3/10 MVA (ONAN)60±2x2.5%/22.9/10 kV

60 kV

60 kV

4.5 MVA (ONAN)60±2x2.5%/20 kV

20 kV

3.5 MVA (ONAN)60±2x2.5%/22.9−20 kV

20 kV

15/15/7 MVA (ONAN)20/20/9 MVA (ONAF)132±13x1%/60/10 kV

2.5 MVA10±2x2.5%/0.48 kV

YNd5

0.48 kV

0.48 kV

138 kV

SB−6010

IN−6010

SL−6010

PA−6010

SB−6020

IN−6020

ST−606

SL−6020

PA−6020

TP-6030YNynd5

IN−6030

SB−6030

15.9/6.6/9.3 MVA60±13x0.57%/22.9/6 kV

CL−

22.9 kV

CL−C

S

CEMENTOSSELVA

7.9 kmAAAC 240 mm²

L−6094

GE−S01 (3242)

Desconexión de la línea 3451 por ajuste inadecuado de protecciones y descargas

atmosféricas.

Desconexión de la línea 3453 y 3454 por descargas atmosféricas y falla de

equipo.

Desconexión de la línea 3291, 3292 y 3293 por descargas

atmosféricas, fuertes vientos, corte de emergencia y falla de

equipo.







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.


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





críticos de Tarapoto Rural y Rioja Oriente.


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


R-09

BC-6

20/13/10 MVA

7/7/2 MVA

L-1

12

2

L-1

12

4

(44

,42

km

)

(109

,91

km

)

10 MVA

HORIZONTEINDUSTRIAS DEL ESPINO

10

AT82-21150/50/20 MVA

T-0150/50/0.3 MVA

L-1016 L-1017

L-1

01

8

L-60

91

L-6090

L-6092

25/7/25 MVA

15/15/7 MVA

3.5 MVA

10 MVA

(124 km)(80.8 km)

(96

.3 k

m)

C.T. MOYOBAMBA

(17.5 km)

(22

km

)

(15,06 km)

L-1019(25 km)

15,9/6,6/9,3 MVA

CEMENTOSELVA

L-6094(9,2 km)

L-1

14

2(2

8 k

m)

S.E.MOYOBAMBA

138 kV

60 kV

22,9

C.H. GERA I C.H. GERA II2x3 MW 1x2 MWS.E. GERA I

10/3/10 MVA 10

60 kV

S.E.AUCAYACU

C.T. TARAPOTO

5 MVAR

15/15/5.3 MVA

138 kV

138 kV

22.9kV

7/3/7 MVA

10 kV

22.9 kV

138 kV

220 kV

138 kV

138 kV

T66-1217/7/2,3 MVA

T35-121

T69-11

138 kV7/7/2.3 MVAT28-162 T65-121

1060

30 MVAR

2 MVAR

10

12/12/3.6MVAPONGO DE CAYNARACHI

33 kV

L-6093(31.6 Km)

60 kV

C.T. YURIMAGUASYURIMAGUAS

L-3301(58 km)

18 MVA

22,9 kV

10 kV

5 MVAR 12.5 MVAR

10 kV

5 MVAR

5 MVAR

10 MVAR

10 kV

22,9

TP-607TP-6030

4.5 MVA

S.E. RIOJA S.E. CEMENTOSELVA

22.9

60 kV

S.E. PIEDRABLANCA

S.E.VIZCARRA

S.E.AGUAYTIA

S.E.TOCACHE

S.E.JUANJUI

S.E.TARAPOTO

22.9 kV

22.9

22.9

S.E.BELLAVISTA

60 kV

60 kV60 kV

SEIN

S.E. TINGOMARIA

S.E. NUEVACAJAMARCA

L-2

251

(73

km)

L-22

52(1

74

km)

C.T.BELLAVISTA

Grupo [4 MW]

S.E. PONGO DECAYNARACHI

GeneraciónAdicional Picota

Instalación de cinco (5) transformadores zig‐zag en las subestaciones Bellavista, Tarapoto,

Moyobamba, Rioja y Nueva Cajamarca.

0.44

Grupo [4 MW]

0.44

Grupo [4 MW]

Generación AdicionalNva. Cajamarca

Generación AdicionalYurimaguas

Grupo [5 MW]

Generación Adicional enGestión Moyobamba

0.44

Instalación de 30 Pararrayos en la línea L‐1124 (SE

Aucayacu – SE Tocache).

Instalación de registradores de falla en las líneas L‐1018 (Tarapoto – Moyobamba) y L‐

1019 (Nueva Juanjui –Bellavista).

0.44

ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN DE CORTO PLAZO

Instalación de descargadores de sobretensión en la línea L‐1017

(Bellavista –Tarapoto).



‐ Solución definitiva a la problemática de interrupciones en transmisión en la Región

San Martin: Línea de transmisión en 220 kV Carhuaquero – Cajamarca Norte – Cáclic

– Moyobamba de 370 km de 220 MVA el cual será conectado a la nueva subestación

de Moyobamba en 220 kV (POC abril de 2017).

Figura Nº 84

Alternativas de solución a mediano y largo plazo

R-09

BC-6

20/13/10 MVA

7/7/2 MVA

L-11

22

L-1

124

(44,

42 k

m)

(109

,91

km)

10 MVA

HORIZONTEINDUSTRIAS DEL ESPINO

10

AT82-21150/50/20 MVA

T-0150/50/0.3 MVA

L-1016 L-1017L-

101

8

L-60

91L-6090

L-6092

25/7/25 MVA

15/15/7 MVA

3.5 MVA

10 MVA

(124 km)(80.8 km)

(96.

3 km

)C.T. MOYOBAMBA

(17.5 km)(2

2 km

)

(15,06 km)

L-1019(25 km)

15,9/6,6/9,3 MVA

CEMENTOSELVA

L-6094(9,2 km)

L-11

42(2

8 km

)

S.E.MOYOBAMBA

138 kV

60 kV

22,9

C.H. GERA I C.H. GERA II2x3 MW 1x2 MWS.E. GERA I

10/3/10 MVA 10

60 kV

S.E.AUCAYACU

C.T. TARAPOTO

5 MVAR

15/15/5.3 MVA

138 kV

138 kV

22.9kV

7/3/7 MVA

10 kV

22.9 kV

138 kV

220 kV

138 kV

138 kV

T66-1217/7/2,3 MVA

T35-121

T69-11

138 kV7/7/2.3 MVAT28-162 T65-121

1060

30 MVAR

2 MVAR

10

12/12/3.6MVAPONGO DE CAYNARACHI

33 kV

L-6093(31.6 Km)

60 kV

C.T. YURIMAGUASYURIMAGUAS

L-3301(58 km)

18 MVA

22,9 kV

10 kV

5 MVAR 12.5 MVAR

10 kV

5 MVAR

5 MVAR

10 MVAR

10 kV

22,9

TP-607TP-6030

4.5 MVA

S.E. RIOJA S.E. CEMENTOSELVA

22.9

60 kV

S.E. PIEDRABLANCA

S.E.VIZCARRA

S.E.AGUAYTIA

S.E.TOCACHE

S.E.JUANJUI

S.E.TARAPOTO

22.9 kV

22.9

22.9

S.E.BELLAVISTA

60 kV

60 kV60 kV

SEIN

S.E. TINGOMARIA

S.E. NUEVACAJAMARCA

L-22

51

(73

km)

L-2

252

(174

km

)

C.T.BELLAVISTA

Grupo [4 MW]

S.E. PONGO DECAYNARACHI

GeneraciónAdicional Picota

SEIN

138 kV

220 kV

S.E. NUEVAMOYOBAMBA

(110.2 km)

Línea de transmisión en 220 kV Carhuaquero – Cajamarca Norte – Cáclic – Moyobamba de

370 km de 220 MVA el cual será conectado a la nueva subestación de Moyobamba en 220 kV

(POC abril de 2017).

0.44

Grupo [4 MW]

0.44

Grupo [4 MW]

Generación AdicionalNva. Cajamarca

Generación AdicionalYurimaguas

Grupo [5 MW]

Generación Adicional enGestión Moyobamba

0.44

Instalación de registradores de falla en las líneas L‐1018 (Tarapoto – Moyobamba) y L‐

1019 (Nueva Juanjui –Bellavista).

0.44

ALTERNATIVAS A MEDIANO Y LARGO

PLAZOInstalación de descargadores de sobretensión en la línea L‐1017

(Bellavista –Tarapoto).

Instalación de 30 Pararrayos en la línea L‐1124 (SE

Aucayacu – SE Tocache). Instalación de cinco (5) transformadores zig‐zag en las subestaciones Bellavista, Tarapoto,

Moyobamba, Rioja y Nueva Cajamarca.


5.3.6 EMPRESA ELÉCTRICA DE ELECTRONOROESTE

La empresa de distribución eléctrica Electronoroeste, cuenta con un área de concesión de

664.4 km2 con 464 677 clientes regulados al tercer trimestre 2016. Actualmente cubre el

suministro eléctrico a las regiones de Piura y Tumbes.

Figura Nº 85

Área de concesión de la empresa Electronoroeste




fenómenos naturales), se determinó tres sistemas eléctricos críticos, pertenecientes a la

empresa de Electronoroeste, los cuales son: Corrales, Zarumilla y Zorritos.


Figura Nº 86

Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de Electronoroeste


De la figura se observa que durante el año 2016, el sistema eléctrico de Zarumilla,

presentó mayor número de interrupciones con un SAIFI en instalaciones de transmisión

de naturaleza no programada y gestionable de 2.5 veces promedio. Así mismo, los

sistemas de Corrales y Zorritos, presentaron mayor duración de interrupciones con un

SAIDI en instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 7.7 y

7.5 horas promedio respectivamente. A continuación se presentará la evaluación de la

calidad de suministro eléctrico de los sistemas de Corrales y Zorritos.

5.3.6.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO CORRALES







sistema eléctrico de Corrales, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y



0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0

SAIDI

SAIFI

SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Electronoroeste 2017


Promedio SA

IDI: 5

.2

Zarumilla

Corrales

Zorritos


Cuadro Nº 53




Transmisión 4.6 2.1 0.9 0.9 0.9 7.7

Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

Excedencia 481% 77% 16% ‐21% 13% 546%

Figura Nº 87


Para el año 2016, se observa una excedencia de la tolerancia del SAIFI y SAIDI en 13%

y 546% respectivamente.



eléctrico de Corrales durante el año 2016.

Cuadro Nº 54






Total 2.4 100% 8.7 100%

Figura Nº 88






el año 2016.



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



Inundaciones 7376 0.90 7.75

Total 0.9 7.7


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.



concesión del sistema eléctrico de Corrales en las instalaciones de transmisión y de




La causa de interrupción por inundaciones, produjo desconexión de la SET Charán

(C.T. Tumbes) del sistema eléctrico de Corrales.

5.3.6.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO ZORRITOS







sistema eléctrico de Zorritos, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIDI

ha tenido un comportamiento variable aumentando en 734% desde el año 2015 al

2016.

Cuadro Nº 56




Transmisión 1.8 2.1 0.9 0.9 0.9 7.5

Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

Excedencia 130% 79% 10% ‐25% 9% 527%

ALIM A1046 (46)

ALIM A1045 (45)

ALIM A1044 (44)

Grupo Mak 29 MW

Reserva

SE LOS CEREZOSP112

SE TUMBESP108

SE CORRALESP201

10 kV

220 kV

SE NUEVAZORRITOS

10

4.4

2 k

m

L−2

280

MACHALA(ECUADOR)

137

km

L−2

249

20 MVAR

104 km

L−2248HACIA PIURAOESTE

SE MANCORAP114

SE PUERTOP131

PIZARRO9/9/2.5 MVA (ONAF)

1TP6016YNynd5

60±13x1%/22.9/10 kV

L-6665B (L-121)

AAAC - 120 mm²

SE ZARUMILLAP109

10/10/7.5 MVA (ONAF)60±13x1%/22.9/10 kV

1TP6017YNynd5

30/12/30 MVA (ONAF)

1TP6002YNynd5

60±13x1%/33/10 kV

SE TUMBES 1P193

4 MVA (ONAF)33±2x1.5%/22.9 kV

1TP3034Dyn5

ALIM A1047 (47)

ALIM A1048 (48)

10/10/7.5 MVA60/22.9/10 kV

YNynd11

0.8 MVA (ONAN)33±2x2.5%/10 kV

1TP3020Dyn5

5 MVA (ONAF)33±2x2.5%/22.9 kV

1TP3019Dyn5

SE ZORRITOSP110

L-1

28

2.5 MVA (ONAF)33±3x1.5%/10 kV

1TP3027Dyn5

SE LA CRUZP113

0.8 MVA (ONAN)33±2x1.22%/10 kV

1TP3024Yd11

13 MVA (ONAF)33±3x1.5%/10.5 kV

1TP3029Dyn5

220/60/10 kV65/65/12 MVA

220 kV

L-129

AAAC - 95 mm²

L-129

AAAC - 95 mm²

L-129

AAAC - 95 mm²

L-1

29

AA

AC

- 9

5 m

m²

L-1

29

AA

AC

- 9

5 m

m²

(52)

33 kV

22.9 kV

ALIM A1301 (55)

Órganos

60 kV

SETALARA

10 kV

0.1 kmN2SY - 240 mm²

AA

AC

- 9

5 m

m²

AAAC - 240 mm²

22.9 kV

ALIM A1202 (57)

ALIM A1204 (59)

ALIM A1203 (58)

ALIM A1060 (60)

A1207

ALIM 1208

ALIM A1052

33 kV

10 kV33 kV

10 kV33 kV

10 kV33 kV

33 kV

10 kV

22.9 kV

33 kV

60 kV

60 kV

10 kV

10.5 kV

SEINVERSIONES

CEREZOS

SE INYSA

60/33/10 kV30/12/30 MVA

2x1.25 MVA

0.8 MVA

AAAC - 240 mm²75 km


AAAC - 120 mm²

11.6 km

8.1

km

0.2

3 k

m

1.62 km1.4 km

8.3

6 k

m

L−6664

L−6666

L-6665A (L-118)

0.4 km

CT.TUMBES(CHARAN)

L-6665B (L-121)

22.9 kV

22.9 kV

10 kV

2.55 km

33 kV

12.5 km

10 kV

22.9 kV

10 kV

10 kV

60 kV

10 kV

ALIM A1083 (83)

ALIM A1094 (94)

ALIM A1051 (51)

ALIM A1050 (50)

ALIM A1049 (49)

ALIM A1084 (84)

ALIM A1088 (88)

ALIM A1082 (82)

ALIM A1085 (85)

ALIM A1054 (54)

ALIM A1053 (53)A Zorritos Ciudad

Grupo Mak 19 MW

ALIM A1056 (56)Máncora

ALIM A1301 (55)

(loma de viento)

Desconexión de la SET Charán por inundaciones a

consecuencia de Fenómeno del Niño (Tormenta eléctrica)


Figura Nº 91


Para el año 2016, se observa una excedencia de la tolerancia del SAIFI y SAIDI en 9% y

527% respectivamente.



eléctrico de Zorritos durante el año 2016.

Cuadro Nº 57






Total 10.1 100% 34.2 100%

Figura Nº 92





el año 2016.




interrupciones (SAIDI) fue por inundaciones, produciendo interrupción del servicio

eléctrico CT Charán a consecuencia de Fenómeno del Niño (Tormenta eléctrica).

Cuadro Nº 58



Inundaciones 3452 0.87 7.52

Total 0.9 7.5


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.



concesión del sistema eléctrico de Zorritos en las instalaciones de transmisión y de




La causa de interrupción por inundaciones, produjo desconexión de la SET Charán

(C.T. Tumbes) del sistema eléctrico de Zorritos.



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.


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.


Problemática en los sistemas de transmisión Talara ‐ Zorritos – Machala y Zorritos ‐

Tumbes ‐ Puerto Pizarro – Zarumilla, debido principalmente a las causas:

10 kV33 kV

10 kV33 kV

33 kV

10 kV

22.9 kV

33 kV

60 kV

60 kV

10 kV

10.5 kV

SEINVERSIONES

CEREZOS

SE INYSA

60/33/10 kV30/12/30 MVA

2x1.25 MVA

0.8 MVA



AAAC - 120 mm²

11.6 km

8.1

km

0.2

3 k

m

1.62 km1.4 km

8.3

6 k

m

L−6664

L−6666

L-6665A (L-118)

0.4 km

CT.TUMBES(CHARAN)

L-6665B (L-121)

22.9 kV

22.9 kV

10 kV

2.55 km

33 kV

12.5 km

10 kV

10 kV

0.1 kmN2SY - 240 mm²

AA

AC

- 9

5 m

m²

AAAC - 240 mm²

22.9 kV

ALIM A1202 (57)

ALIM A1204 (59)

ALIM A1203 (58)

ALIM A1060 (60)

A1207

ALIM 1208

ALIM A1052

ALIM A1054 (54)

ALIM A1053 (53)A Zorritos Ciudad

Grupo Mak 19 MW

ALIM A1056 (56)Máncora

ALIM A1301 (55)

ALIM A1083 (83)

ALIM A1094 (94)

ALIM A1051 (51)

ALIM A1050 (50)

ALIM A1049 (49)

ALIM A1084 (84)

ALIM A1088 (88)

ALIM A1082 (82)

ALIM A1085 (85)

ALIM A1046 (46)

ALIM A1045 (45)

ALIM A1044 (44)

Grupo Mak 29 MW

Reserva

SE LOS CEREZOSP112

SE TUMBESP108

SE CORRALESP201

10 kV

220 kV

SE NUEVAZORRITOS

10

4.4

2 k

m

L−2

280

MACHALA(ECUADOR)

137 k

m

L−2

249

20 MVAR

104 km

L−2248HACIA PIURAOESTE

SE MANCORAP114

SE PUERTOP131

PIZARRO9/9/2.5 MVA (ONAF)

1TP6016YNynd5

60±13x1%/22.9/10 kV

L-6665B (L-121)

AAAC - 120 mm²

SE ZARUMILLAP109

10/10/7.5 MVA (ONAF)60±13x1%/22.9/10 kV

1TP6017YNynd5

30/12/30 MVA (ONAF)

1TP6002YNynd5

60±13x1%/33/10 kV

SE TUMBES 1P193

4 MVA (ONAF)33±2x1.5%/22.9 kV

1TP3034Dyn5

ALIM A1047 (47)

ALIM A1048 (48)

10/10/7.5 MVA60/22.9/10 kV

YNynd11

0.8 MVA (ONAN)33±2x2.5%/10 kV

1TP3020Dyn5

5 MVA (ONAF)33±2x2.5%/22.9 kV

1TP3019Dyn5

SE ZORRITOSP110

L-1

28

2.5 MVA (ONAF)33±3x1.5%/10 kV

1TP3027Dyn5

SE LA CRUZP113

0.8 MVA (ONAN)33±2x1.22%/10 kV

1TP3024Yd11

13 MVA (ONAF)33±3x1.5%/10.5 kV

1TP3029Dyn5

220/60/10 kV65/65/12 MVA

220 kV

L-129

AAAC - 95 mm²

L-129

AAAC - 95 mm²

L-129

AAAC - 95 mm²

L-1

29

AA

AC

- 9

5 m

m²

L-1

29

AA

AC

- 9

5 m

m²

(52)

33 kV

22.9 kV

ALIM A1301 (55)

Órganos

60 kV

SETALARA

(loma de viento)

22.9 kV

10 kV

10 kV

60 kV

10 kV33 kV

10 kV33 kV

Desconexión de la SET Charán por inundaciones a

consecuencia de Fenómeno del Niño (Tormenta eléctrica)


‐ Descargas atmosféricas produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de

46% en la línea L‐2249 Talara Zorritos.

‐ Causa por aisladores, ferretería o accesorios de celdas del transformador T33‐261

Zorritos, el cual se encuentra a punto de sobrecargarse con 98.2%.

Figura Nº 95




críticos de Corrales y Zorritos.


‐ 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.


Figura Nº 96



PIT 2013‐2017

‐ Línea en 60 kV nueva Zorritos – Tumbes de 24 km.

‐ Celda de línea SET AT/MT Tumbes. Previsto para el año 2017.

‐ Celda de línea MAT/AT Nueva Zorritos. Previsto para el año 2017.

PIT 2017‐2021

‐ Transformador adicional de 60/23/10 kV de 30 MVA, a instalarse en la SET Tumbes,

esto a fin de cubrir la demanda proyectada en 23 kV de la zona de Tumbes; incluye

celdas de transformador conexas y banco capacitivo de 10 kV, 4x1, 2 MVAR. Previsto

para el año 2017.

‐ Transformador de 220/60/23 kV de 50/60 MVA, a instalarse en la SET Zorritos;

incluye celdas de transformador conexas. Previsto para el año 2017.


‐ Proyecto Enlace 220 kV Pariñas ‐ Tumbes, subestaciones, líneas y ampliaciones

asociadas (segunda terna), sustentado bajo el criterio N‐1 de la Norma.


Figura Nº 97



5.3.7 EMPRESA ELÉCTRICA DE SEAL

La empresa de distribución eléctrica SEAL, cuenta con un área de 6,528.94 km2 con 402

507 clientes al tercer trimestre 2016. Actualmente cubre el suministro eléctrico a la región

Arequipa.

Figura Nº 98

Área de concesión de la empresa Seal




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.


Figura Nº 99

Diagrama de dispersión de los sistemas críticos de transmisión 2017 de SEAL


De la figura se observa que durante el año 2016, los sistemas eléctricos de Ocoña,

Chuquibamba, Caravelí y Valle de Majes, presentaron mayor número de interrupciones

con un SAIFI en instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable

de 8.9, 9, 11 y 7 veces promedio respectivamente. Así mismo, los sistemas de Ocoña,

Chuquibamba, Camaná y Caravelí, presentaron mayor duración de interrupciones con un

SAIDI en instalaciones de transmisión de naturaleza no programada y gestionable de 35.2,

29.8, 27.5 y 24.5 horas promedio respectivamente. A continuación se presentará la

evaluación de la calidad de suministro eléctrico de los sistemas de Ocoña, Majes‐Sihuas,

Chuquibamba y Camaná.

5.3.7.1 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO OCOÑA







sistema eléctrico de Ocoña, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y



0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0

SAIDI

SAIFI

SAIFI vs SAIDI de transmisión gestionables no programadas de los sistemas críticos de Seal 2017

Promedio SAIFI: 6.33Promedio SA

IDI: 1

9.73

Ocoña

Camaná

Valle de Majes

Chuquibamba

Caravelí

Majes‐Sihuas

Bella Unión‐Chala

Islay


Cuadro Nº 59




Transmisión 7.2 12.3 13.3 31.8 8.9 35.2

Límite 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2.0

Excedencia 413% 515% 850% 1491% 536% 1662%

Figura Nº 100






eléctrico de Ocoña durante el año 2016.

Cuadro Nº 60



Distribución 64.3 88% 126.3 78%

Transmisión 8.9 12% 35.2 22%


Total 73.2 100% 161.6 100%

Figura Nº 101









interrupciones (SAIDI) fue por bajo nivel de aislamiento, desconectando la línea L‐

1032 (SE Majes – SE Camaná).

Cuadro Nº 61



Bajo nivel de aislamiento 4236 1.00 17.14

Otros ‐ Propio 4200 4 8.15

Caída conductor red 3953 0.97 4.76



Total 8.9 35.2


La causa de interrupción bajo nivel de aislamiento presentó un SAIFI de 1 y un SAIDI


respectivamente.

d. Interrupciones Ocoña


concesión del sistema eléctrico de Ocoña en las instalaciones de transmisión y de




Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por bajo nivel

de aislamiento, otros propio, caída conductor de red, descargas atmosféricas y corte

de emergencia, produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:

‐ Causa por bajo nivel de aislamiento: Línea L1032 (Majes‐Camaná).

‐ Causa por otros propio: Línea L1031 (Repartición‐Majes) y SET 45 (Ocoña).

‐ Causa por caída de conductor de red: SET 4005 (Jahuay).

‐ Causa por descargas atmosféricas: Línea L1031 (Repartición‐Majes).

‐ Causa por corte de emergencia: SET 45 (Ocoña).

5.3.7.2 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO MAJES‐SIHUAS







sistema eléctrico de Majes‐Sihuas, observándose que en los últimos dos (2) años, el



22.9 kV138 kV

138 kV

SE CAMANÁ9.1/4.2/7.5 MVA (ONAN)

12.05/5.6/10.05 MVA (ONAF)

13.74 km

49 kmL−1032

10 kV

T40-121YNyn0-YNd5

89.3

−10T40−121

52−10T40−

121

L−4

005

JAHUAY

L−4

002

El C

ardo

L−4

003

9 de N

oviembre

SE MAJES89.3−10T95−161

52−10T95−161

89.3−06T95−161

22.9 kV

L−9503El Eje

L−1031

138 kV

L−102923 km

22.9 kV

9503

Pita

y

95031

Pionero

95032

Pionero

95033

Fab. L

ayve

10 kV

SE REPARTICION89

.1−L

−103

1

52−

L−103

1

89.3

−L−103

1

89.1−10T

26−121

52−

10T26

−121

89.1−03T26−121

138 kV

CH LAJOYA

L−103412 km

G−1,22X5.6 MW

10 kV

A MOLLENDOL−103064 km

89.3−L−1032

L−4

004

Costa

nera

L−1036

56.09 km

7/7/2 MVA (ONAN)9/9/2.6 MVA (ONAF)

T26-121YNyn0d5

20/10/12/4 MVA (ONAN)25/12.5/15/5 MVA (ONAF)

T95-161YN0yn0yn0d5

132±13x0.884%/22.9/10kV

138±13x1%/60/22.9/10kV

132±13x1%/22.9/10kV

AAAC 3x240mm2

AAAC 3x185mm2 AAAC 3x185mm2

A SOCABAYAL−102310 km

L−102410 km

L−102810 km

A SOCABAYA

A CERROVERDE

L−10355.2 km

CS

REPARTICIÓN CSMAJES

52−0

3T95−161

CAMAN (SE−40)

MAJES (SE−95)

L−9504Santa Rita

REPAR (SE−26)

10/0.4 kV50 kVA

TSA−4

0

SA−4

0

20 MVA

20 MVA

6 MVA

4501Ocoña

proyectadoser ocoña

1 MVA

5001Caraveli

5002Chuñuño

0.85 MVA

10 kV

33 kV

ser cara

veli

Carg

a

33 kV

10 kV

L−4

001

San G

regorio

FUTURO OCOÑA,CARAVELI

SE JAHUAY

SE OCOÑA

SE CARAVELI

L−9502El Pedregal

L−9501La Colina

SE PIONERO33 kV

20 MW

20 MW

Desconexión de la línea L1032 por bajo nivel de aislamiento.

Desconexión de la línea L1031 por otros propio y descargas

atmosféricas.

Desconexión de la SET Ocoña por corte de emergencia y

otros propio.

Desconexión de la SET Jahuay por caída conductor de red.


Cuadro Nº 62




Transmisión 1.0 0.3 1.0 0.7 3.0 10.3

Límite 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2.0

Excedencia ‐30% ‐83% ‐29% ‐63% 114% 415%

Figura Nº 104






eléctrico de Majes‐Sihuas durante el año 2016.

Cuadro Nº 63




Transmisión 3.0 16% 10.3 28%


Total 18.7 100% 36.6 100%

Figura Nº 105









interrupciones (SAIDI) fue por otros propios, desconectando la línea L‐1031 (SE

Repartición – SE Majes).

Cuadro Nº 64



Otros ‐ Propio 14868 2.00 7.17


Total 3.0 10.3


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.



concesión del sistema eléctrico de Majes Sihuas en las instalaciones de transmisión y




Tal como se muestra en la figura anterior, las causas de interrupciones por otros

propio y fuertes vientos, produjeron desconexión de las siguientes instalaciones:

‐ Causa por otros propio: Línea 1031 (Repartición‐Majes).

‐ Causa por fuertes vientos: Línea 1031 (Repartición‐Majes).

5.3.7.3 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO CHUQUIBAMBA







138 kV

SE CAMANÁ

13.74 km

49 kmL−1032

60 kV

22.9 kV

60 kV

92.84 km

L−6550

SE MAJES

22.9/0.46 kV5 kVA

89.3−10T95−161

52−10T95−161

89.3−06T95−161

52−06T95−161

89.1−06T95−161

89.1−L−6550

89.3−L−6550

89.3−06T60−62

89.1−03T60−62

TSA−16

SA−16

L−6

004

Iray

L−6

003

Pampa

colca

L−6

002

Ispaca

s

L−6

005

Chuq

uibamba

89.3−L−6550

13.2 kV

13.2/0.23 kV5 kVA

89.1−06T15−61

TSA−15

SA−15

L−8

101Corire A

plao

L−8

102

Pun

ta C

olorada

−

22.9 kV

L−9503El Eje

L−1031

138 kV

L−102923 km

22.9 kV

9503

Pita

y

95031

Pionero

95032

Pionero

95033

Fab. L

ayve

10 kV

SE REPARTICION

89.1−L

−1031

52−L

−1031

89.3

−L−1031

89.1−10T26−121

52−10T26−121

89.1−03T26−121

138 kV

CH LAJOYA

L−103412 km

G−1,22X5.6 MW

10 kV


89.3−L−10327/7/2 MVA (ONAN)

9/9/2.6 MVA (ONAF)

T26-121YNyn0d5

20/10/12/4 MVA (ONAN)25/12.5/15/5 MVA (ONAF)

T95-161YN0yn0yn0d5

SE CORIRE4 MVA (ONAN)

T15-61Dyn5

SE CHUQUIBAMBA4 MVA (ONAN)

T60-62Dyn5

132±13x0.884%/22.9/10kV

138±13x1%/60/22.9/10kV

60±2x2.5%/13.2kV

60/23±10x1%

AAAC 3x240mm2

AAAC 3x185mm2

AAAC 3x120mm2


L−102410 km

L−102810 km

A SOCABAYA

A CERROVERDE

L−10355.2 km

CS

REPARTICIÓN

Tora

n

52−0

3T95−161

89.1−01T15−61

MAJES (SE−95)

L−9504Santa Rita

(SE−15)

CHUQUI (SE−60)

REPAR (SE−26)

20 MVA

L−9502El Pedregal

L−9501La Colina

SE PIONERO

20 MW

Desconexión de la línea L1031 por fuertes vientos y otros

propio.


sistema eléctrico de Chuquibamba, observándose que en los últimos dos (2) años, el



Cuadro Nº 65




Transmisión 1.0 1.8 3.0 2.2 9.0 29.8

Límite 2.0 4.0 2.0 4.0 2.0 4.0

Excedencia ‐50% ‐55% 51% ‐45% 351% 645%

Figura Nº 108






eléctrico de Chuquibamba durante el año 2016.

Cuadro Nº 66




Transmisión 9.0 68% 29.8 65%


Total 13.3 100% 46.2 100%


Figura Nº 109








interrupciones (SAIDI) fue por otros propios, desconectando la línea L‐1031 (SE

Repartición – SE Majes).

Cuadro Nº 67




Otros ‐ Propio 6336 1.00 8.77


Falla equipo 6336 2 6.04



Total 9.0 29.8


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.



concesión del sistema eléctrico de Chuquibamba en las instalaciones de transmisión y



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



‐ 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 corte de emergencia: Línea L6550 (Majes‐Chuquibamba).

138 kV

SE CAMANÁ

13.74 km

49 kmL−1032

60 kV

22.9 kV

60 kV

92.84 km

L−6550

SE MAJES

22.9/0.46 kV5 kVA

89.3−10T95−161

52−10T95−161

89.3−06T95−161

52−06T95−161

89.1−06T95−161

89.1−L−6550

89.3−L−6550

89.3−06T60−62

89.1−03T60−62

TSA−16

SA−16

L−6

004

Iray

L−6

003

Pampa

colca

L−6

002

Ispaca

s

L−6

005

Chuquiba

mba

89.3−L−6550

13.2 kV

13.2/0.23 kV5 kVA

89.1−06T15−61

TSA−15

SA−15

L−8

101

Corire A

plao

L−8

102

Pun

ta C

olorada

−

22.9 kV

L−9503El Eje

L−1031

138 kV

L−102923 km

22.9 kV

9503

Pita

y

95031

Pionero

95032

Pionero

95033

Fab. L

ayve

10 kV

SE REPARTICION

89.1−L

−1031

52−L

−103

1

89.3

−L−103

1

89.1−10T26−121

52−10T26−121

89.1−03T26−121

138 kV

CH LAJOYA

L−103412 km

G−1,22X5.6 MW

10 kV


89.3−L−10327/7/2 MVA (ONAN)

9/9/2.6 MVA (ONAF)

T26-121YNyn0d5

20/10/12/4 MVA (ONAN)25/12.5/15/5 MVA (ONAF)

T95-161YN0yn0yn0d5

SE CORIRE4 MVA (ONAN)

T15-61Dyn5

SE CHUQUIBAMBA4 MVA (ONAN)

T60-62Dyn5

132±13x0.884%/22.9/10kV

138±13x1%/60/22.9/10kV

60±2x2.5%/13.2kV

60/23±10x1%

AAAC 3x240mm2

AAAC 3x185mm2

AAAC 3x120mm2


L−102410 km

L−102810 km

A SOCABAYA

A CERROVERDE

L−10355.2 km

CS

REPARTICIÓN

Tora

n

52−0

3T95−161

89.1−01T15−61

MAJES (SE−95)

L−9504Santa Rita

(SE−15)

CHUQUI (SE−60)

REPAR (SE−26)

20 MVA

L−9502El Pedregal

L−9501La Colina

SE PIONERO

20 MW

Desconexión de la línea L1031 por otros propio y fuertes

vientos.

Desconexión de la línea L6550 por bajo nivel de aislamiento,

falla equipo y corte de emergencia

Desconexión de la SET Chuquibamba por bajo nivel de

aislamiento y falla equipo.


5.3.7.4 CALIDAD DE SUMINISTRO DEL SISTEMA ELÉCTRICO CAMANÁ







sistema eléctrico de Camaná, observándose que en los últimos dos (2) años, el SAIFI y



Cuadro Nº 68




Transmisión 1.0 1.5 1.0 0.8 4.0 27.5

Límite 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

Excedencia 25% 25% 25% ‐36% 398% 2194%

Figura Nº 112






eléctrico de Camaná durante el año 2016.

Cuadro Nº 69




Transmisión 4.0 26% 27.5 70%




Total 15.6 100% 39.1 100%

Figura Nº 113








interrupciones (SAIDI) fue por bajo nivel de aislamiento, desconectando la línea L‐

1032 (SE Majes – SE Camaná).

Cuadro Nº 70




Otros ‐ Propio 17706 1.99 7.18


Total 4.0 27.5



La causa de interrupción bajo nivel de aislamiento presentó un SAIFI de 1 y un SAIDI


respectivamente.



concesión del sistema eléctrico de Camaná en las instalaciones de transmisión y de



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).





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





22.9 kV

L−9503El Eje

L−1031

138 kV

L−102923 km

22.9 kV

9503

Pita

y

52−0

3T95−161

138 kV

CH LAJOYA

L−103412 km

G−1,22X5.6 MW

10 kV


89.3−L−1032

L−4

004

Costa

nera

L−1036

56.09 km

7/7/2 MVA (ONAN)9/9/2.6 MVA (ONAF)

T26-121YNyn0d5

20/10/12/4 MVA (ONAN)25/12.5/15/5 MVA (ONAF)

T95-161YN0yn0yn0d5

132±13x0.884%/22.9/10kV

138±13x1%/60/22.9/10kV

132±13x1%/22.9/10kV

AAAC 3x240mm2

AAAC 3x185mm2 AAAC 3x185mm2


L−102410 km

L−102810 km

A SOCABAYA

A CERROVERDE

L−10355.2 km

CS

REPARTICIÓN CSMAJES

95031

Pion

ero

95032

Pionero

95033

Fab. L

ayve

10 kV

SE REPARTICION

89.1−L

−103

1

52−

L−103

1

89.3

−L−103

1

89.1−10T

26−121

52−

10T26−121

89.1−03T26−121

CAMAN (SE−40)

MAJES (SE−95)

L−9504Santa Rita

REPAR (SE−26)

22.9 kV138 kV

138 kV

SE CAMANÁ9.1/4.2/7.5 MVA (ONAN)

12.05/5.6/10.05 MVA (ONAF)

13.74 km

49 kmL−1032

10 kV

T40-121YNyn0-YNd5

89.3

−10T40−121

52−10T40−121

L−4

005

JAHUAY

L−4

002

El C

ardo

L−4

003

9 de N

oviembre

SE MAJES89.3−10T95−161

52−10T95−161

89.3−06T95−161

20 MVA

20 MVA

6 MVA

4501Ocoña

proyectadoser ocoña

1 MVA

5001Caraveli

5002Chuñuño

0.85 MVA

10 kV

33 kV

ser cara

veli

Carg

a

33 kV

10 kV

L−4

001

San G

regorio

FUTURO OCOÑA,CARAVELI

SE JAHUAY

SE OCOÑA

SE CARAVELI

L−9502El Pedregal

L−9501La Colina

SE PIONERO33 kV

20 MW

20 MW10/0.4 kV50 kVA

TSA−4

0

SA−4

0

Desconexión de la línea L1031 por otros propio y fuertes

vientos.Desconexión de la línea L1031 por bajo nivel de aislamiento.



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.


Problemática en los sistemas de transmisión Majes ‐ Chuquibamba – Corire y Mollendo –

Repartición ‐ Majes, debido principalmente a las causas:

‐ Equipo, materiales y accesorio produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de

indisponibilidad de 134% de la línea L‐6550 Majes‐Chuquibamba.

‐ Desprendimiento de conductor produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de

falla de 100% del transformador T15‐61 Corire.

‐ Falla de pararrayo produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e

indisponibilidad del transformador T16‐62 Chuquibamba 100% y 52%,

respectivamente.

‐ Arco eléctrico produciendo excedencia de tolerancia de indisponibilidad de 53% de la

línea L‐1031 Repartición‐Majes.

‐ Equipo, materiales y accesorio produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de

falla de 500% del transformador T26‐121 Repartición y con una cargabilidad de

99.6%.


Figura Nº 116




críticos de Ocoña, Majes Sihuas, Chuquibamba y Camaná.


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


‐ 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.



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.


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




PIT 2017‐2021

‐ Renovación de elementos de transmisión que hayan cumplido su vida útil de 30 años,

en referencia a la línea de transmisión de 33kV Base Islay – Matarani.

‐ Celdas 23 kV en SET Repartición SET Repartición 2017.


‐ Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya.

Figura Nº 118



5.4 CAUSAS DE INTERRUPCIÓN PREDOMINANTES DE LOS SISTEMAS CRÍTICOS 2017

La principal causa predominante de las interrupciones eléctricas en los sistemas críticos

2017 en las instalaciones de transmisión por fallas gestionables, fueron principalmente

debidas a descargas atmosféricas afectando a 45 sistemas eléctricos, pertenecientes a las

empresas de Electro Dunas, Electro Oriente, Electro Puno, Electro Sur Este, Electrocentro

e Hidrandina. Otras causas predominantes que también afectaron la calidad de suministro

eléctrico fueron por bajo nivel de aislamiento y falla de equipo afectando a 17 sistemas

eléctricos cuyas empresas son Electro Oriente, Electrocentro, Hidrandina y SEAL. En el

siguiente cuadro se muestra las causas predominantes que afectaron a los sistemas

críticos 2017.

Cuadro Nº 71

Causas predominantes de los sistemas críticos 2017

Causas predominantes 2017 Número de sistemas eléctricos críticos


Falla de equipo 9

Bajo nivel de aislamiento 8

Caída conductor de red 5

Fuertes vientos 2

Inundaciones 2

Fenómenos naturales 2

Ajuste inadecuado de protecciones 1

Otras causas 1

Total 75

Figura Nº 119

Escala de las causas predominantes de los sistemas eléctricos críticos 2017

5.5 EVOLUCIÓN DEL SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017 PARA LOS AÑO 2015‐2016


suministro SAIFI y SAIDI desde el 2015 al 2016, correspondientes a 30 sistemas eléctricos

críticos 2017. Se seleccionaron a estos sistemas por mayor incidencia de SAIFI y SAIDI de

transmisión.

45

9 85

2 2 2 1 1

05101520253035404550

Descargasatmosféricas

Falla deequipo

Bajo nivel deaislamiento

Caídaconductor de

red

Fuertesvientos

Inundaciones Fenómenosnaturales

Ajusteinadecuado

deprotecciones

Otras causas

Número de sistemas eléctricos críticos con causas de interrupción predominantes


De la figura se observa que en los últimos dos (2) años, el SAIFI con incidencia en

transmisión ha tenido un comportamiento variable disminuyendo para los sistemas de

Huari (39%), Cangallo Llusita (12%), Pomabamba (38%), Mazuko (16%), Ayacucho (18%),

Caravelí (29%), Ayacucho Rural (36%), Valle Sagrado 2 (28%), Pozuzo (20%), Valle Mantaro

1 (0.2%), Yurimaguas (26%) y Ocoña (33%).

Figura Nº 120

Evolución SAIFI* desde el año 2015 al 2016.

* SAIFI de transmisión de 2016 de naturaleza no programada con responsabilidad propia y fenómenos naturales.

Desde el año 2015 al 2016, se tiene que el SAIDI de transmisión ha tenido un

comportamiento variable disminuyendo para los sistemas de Puerto Maldonado Rural

(81%), Puerto Maldonado (81%), Chacapuente (71%), Huari (49%), Caravelí (61%), Valle

Mantaro 4 (45%) y Quiruvilca (83%).

Figura Nº 121

Evolución SAIDI* desde el año 2015 al 2016.

* SAIDI de transmisión de 2016 de naturaleza no programada con responsabilidad propia y fenómenos naturales.

0

5

10

15

20

25

30

35

Evolución de SAIFI 2015 ‐ 2016 de los sistemas eléctricos críticos

2015 TRANS

2016 TRANS30%

750%

41%3%

2100%4%

1206%

‐39%

‐12%

220%91%

135%

‐38%

‐16%

160%330%

33% 319%

‐18% ‐29%

‐36%

‐28%‐20%

37%‐0.2%

18%12%

‐26%

199%

‐33%

0

10

20

30

40

50

60

70

Evolución de SAIDI 2015 ‐ 2016 de los sistemas eléctricos críticos

2015 TRANS

2016 TRANS

11% 185%1257%

3491%327%

‐61%

1652%

28%

1660%228%

1610%1616%

98% 1% 302%460%

48%1283%

‐45%‐49%

‐71%

‐81%

711% 732%

‐81%

4% 164%

‐83%

82%1386%


Se concluye que de los 75 sistemas eléctricos críticos con incidencia en transmisión 2017,

33 sistemas disminuyeron en 31% promedio su indicador SAIFI de 10 a 7 veces desde el

año 2015 al 2016. Así mismo, 28 sistemas disminuyeron en 51% promedio su indicador

SAIDI de 18 a 5 horas desde el año 2015 al 2016.

Cuadro Nº 72

Evolución de SAIFI y SAIDI de transmisión de los sistemas críticos 2017 – Años 2015 y 2016.

N° Empresa Sistema Eléctrico Sector Típico

Año 2015 Año 2016* SAIFI

(%)

Año 2015 Año 2016*

SAIDI (%)

SAIFI Transm SAIFI Transm SAIDI Transm

SAIDI Transm

1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) 3 0.0 3.0 300% 0.0 1.5 150%

2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) 4 0.0 5.0 500% 0.0 1.0 100%

3 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 2 1.0 3.6 271% 0.4 6.9 1598%

4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 5 1.0 4.2 325% 0.9 15.7 1616%

5 Electro Oriente SE2233 (Gera) 4 12.9 6.0 ‐54% 3.4 0.9 ‐74%

6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 3 8.4 4.1 ‐51% 1.8 1.3 ‐29%

7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 4 16.5 7.5 ‐55% 7.0 3.2 ‐54%

8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 4 3.7 4.4 20% 15.7 20.1 28%

9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 2 4.2 3.0 ‐29% 2.4 0.6 ‐75%

10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 4 3.0 3.0 2% 0.9 1.1 17%

11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 3 12.7 9.4 ‐26% 2.8 1.9 ‐33%

12 Electro Puno SE0028 (Antauta) 4 2.7 22.6 750% 12.0 34.2 185%

13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) 3 1.2 8.3 594% 0.5 3.4 539%

14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 6 1.7 2.3 36% 1.4 1.5 10%

15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 4 3.9 3.0 ‐23% 2.1 11.7 460%

16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 6 7.7 14.8 91% 32.2 9.2 ‐71%

17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 5 0.0 21.0 2100% 0.0 6.7 670%

18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 6 7.2 9.9 37% 4.1 2.0 ‐51%

19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 5 20.0 20.8 4% 6.9 7.2 4%

20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 3 1.6 20.7 1206% 0.5 7.1 1386%

21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 2 8.3 9.8 18% 29.1 4.3 ‐85%

22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) 5 8.8 9.8 12% 94.6 4.4 ‐95%

23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3 15.4 12.9 ‐16% 4.3 4.6 6%

24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 2 18.2 23.6 30% 38.4 7.4 ‐81%


4 21.4 22.1 3% 43.4 8.3 ‐81%

26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 3 4.9 15.7 220% 4.0 4.9 22%

27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 6 6.0 14.1 135% 4.8 4.7 ‐2%

28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 4 3.5 5.0 45% 1.0 1.6 62%

29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 5 14.4 10.4 ‐28% 13.7 3.9 ‐72%

30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 2 14.2 11.7 ‐18% 3.2 12.9 302%

31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 5 17.1 10.9 ‐36% 5.9 25.0 327%

32 Electrocentro SE0068 (Cangallo‐Llusita) 5 19.8 17.4 ‐12% 4.5 6.1 36%

33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo‐Satipo) 4 4.6 3.7 ‐19% 3.1 1.2 ‐62%




(%)

Año 2015 Año 2016*

SAIDI (%)


SAIDI Transm

34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 3 2.9 12.3 319% 2.3 4.5 98%

35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 6 2.9 12.5 330% 2.2 4.7 114%

36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 5 3.1 5.0 62% 5.7 1.8 ‐69%

37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 3 4.7 4.7 ‐1% 2.5 1.7 ‐33%

38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4 12.7 10.1 ‐20% 8.2 1.8 ‐78%

39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) 3 15.9 22.4 41% 48.7 5.6 ‐89%

40 Electrocentro SE0071 (Valle del Mantaro 1) 4 9.9 9.9 ‐0.2% 7.3 10.9 48%

41 Electrocentro SE0072 (Valle del Mantaro 2) 4 5.6 7.7 37% 3.9 7.0 82%

42 Electrocentro SE0076 (Valle del Mantaro 3) 4 0.0 2.0 200% 0.0 5.6 560%

43 Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) 5 10.3 8.7 ‐16% 18.4 10.1 ‐45%

44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) 3 0.9 0.9 ‐3% 0.9 7.7 711%

45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 2 0.0 2.5 250% 0.0 0.4 40%

46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3 0.9 0.9 3% 0.9 7.5 732%

47 Electrosur SE0115 (Tarata) 5 2.3 2.1 ‐10% 5.0 16.4 228%

48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 3 7.9 4.9 ‐38% 1.1 1.2 13%

49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 2 0.0 1.9 190% 0.0 0.8 80%


6 0.1 3.0 4770% 0.0 2.5 250%

51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 6 6.4 5.0 ‐22% 9.8 1.8 ‐82%


3 1.0 2.9 195% 0.2 0.6 160%

53 Hidrandina SE1119 (Casma) 2 0.0 7.6 760% 0.0 16.1 1610%

54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 4 0.0 7.9 790% 0.0 16.6 1660%

55 Hidrandina SE0128 (Celendín) 5 6.1 2.9 ‐53% 1.1 1.0 ‐13%

56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 2 6.7 3.9 ‐42% 1.0 0.6 ‐38%

57 Hidrandina SE0126 (Huari) 5 29.2 17.7 ‐39% 19.9 10.1 ‐49%

58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) 2 4.9 1.1 ‐77% 8.4 6.4 ‐24%

59 Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida) 4 5.3 3.1 ‐41% 2.7 7.2 164%

60 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 2 4.4 4.2 ‐5% 1.9 6.0 219%

61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 6 22.4 13.8 ‐38% 13.5 13.6 1%

62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 3 9.3 12.4 33% 40.5 7.0 ‐83%

63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) 6 7.9 3.9 ‐51% 3.9 4.0 4%

64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 4 7.3 3.0 ‐59% 54.3 1.4 ‐97%

65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 4 4.9 12.8 160% 1.1 4.4 290%

66 Hidrandina SE0253 (Trujillo Baja Densidad) 3 3.6 3.0 ‐18% 1.4 2.8 105%

67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 4 9.7 4.8 ‐51% 7.2 14.2 98%

68 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 4 4.5 5.0 10% 7.6 2.4 ‐69%

69 Seal SE0138 (Camaná) 3 1.0 4.0 300% 0.8 27.5 3491%

70 Seal SE0145 (Caravelí) 4 15.6 11.0 ‐29% 62.5 24.5 ‐61%

71 Seal SE0141 (Chuquibamba) 5 3.0 9.0 199% 2.2 29.8 1257%

72 Seal SE0249 (Islay) 3 2.2 2.7 20% 2.3 6.8 202%




(%)

Año 2015 Año 2016*

SAIDI (%)


SAIDI Transm

73 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 4 1.0 3.0 202% 0.7 10.3 1283%

74 Seal SE0144 (Ocoña) 4 13.3 8.9 ‐33% 31.8 35.2 11%

75 Seal SE0252 (Valle de Majes) 4 2.0 7.0 250% 1.2 21.3 1652%

* SAIFI y SAIDI de transmisión de 2016 de naturaleza no programada con responsabilidad propia y fenómenos naturales.

Nota: En el anexo N°2 se presentan los cuadros resumen de las principales problemáticas

y alternativas de solución de corto plazo, mediano (PIT 2013‐2017, PIT 2017‐2021) y largo

plazo (Plan de Transmisión COES) para los 75 sistemas críticos con alta incidencia en

transmisión 2017.

6. MÓDULO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS DE TRANSMISIÓN 2017

El módulo de sistemas eléctricos críticos de transmisión, “registro de plan de acción a

ejecutar por la empresa concesionaria” del sistema Extranet – Portal Integrado, plantea el

control de la información, con carácter de declaración jurada, sobre las problemáticas y

sus respectivos planes de acción reportadas por las empresas distribuidoras para cada

sistema eléctrico crítico. La supervisión de Osinergmin, por medio de este módulo, se

realiza mediante el monitoreo de supervisión trimestral en el cual se evalúa el porcentaje

de avance de los planes de acción, verificando el cumplimiento de las empresas, así como

la efectividad de las actividades realizadas.

Para el año 2017, la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, viene

realizando cambios en el módulo de sistemas críticos de transmisión, debido a los nuevos

criterios utilizados para la determinación de los sistemas críticos los cuales consideran a

los indicadores SAIFI y SAIDI que presentaron interrupciones con naturaleza no

programada (fallas) y por responsabilidad propia y fenómenos naturales.

Indicadores que aumentaron en SAIFI y/o SAIDI Indicadores que disminuyeron en SAIFI y/o SAIDI


Figura Nº 122 Proceso para la determinación y carga de los sistemas críticos de transmisión al Módulo SCRITICOS

7. METAS SAIFI Y SAIDI DE TRANSMISIÓN 2017‐2021

La División de Supervisión de Electricidad (DSE) de Osinergmin, consideró fijar metas de

indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión por fallas gestionables desde el año 2017 al 2021

para los 75 sistemas eléctricos críticos 2017. Esto con el fin de mantener las tendencias

hacia la mejora de la calidad de suministro eléctrico para los próximos años. Para la

determinación de las metas se empleó la siguiente metodología.

Metas para los años 2017 ‐ 2021.

Los indicadores de SAIFI y SAIDI de los sistemas críticos 2017 que no superen las

tolerancias de transmisión deben mantener sus indicadores SAIFI y SAIDI de

transmisión dentro de sus tolerancias.

Aquellos indicadores que superan las tolerancias serán multiplicados por un “factor

meta”, los cuales serán calculados tomando en cuenta las condiciones de exceso de

las tolerancias y de las años de POC de los planes de mejora (PIT 2013‐2017, PIT

INICIO

Consolidación de información

Extranet: SITRAE‐P091GFEIT‐P074

En base

Reporte

Monitoreo de TFL, TFC, INDISL e INDISE de las

instalaciones eléctricas de transmisión

Instalaciones en alerta: Líneas congestionadas y

transformadores sobrecargados

Sistemas de Transmisión con instalaciones de transmisión críticos

Determinación

Evaluación P. N°091

Además se considera instalaciones eléctricas que estén a punto de sobrecargarse y/o congestionar y otras por ser radiales altamente críticas.

Empresa Eléctrica

Concesionaria

Sistemas eléctricos que excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en transmisión de naturaleza no programada (fallas) y responsabilidad

propia y Fen. Nat.

Evaluación P. N°074

Sistemas eléctricos críticos de transmisión

2017

Determinación

Sistemas de Transmisión Críticos

2017


2017‐2021, Plan de transmisión del COES y plan de acción de las concesionarias), de

tal modo que para el año 2021, no se transgredan las tolerancias de SAIFI y SAIDI en

transmisión.

Se espera que mediante la ejecución de los planes de acción de las empresas

distribuidoras y las acciones de supervisión de campo y monitoreo de interrupciones en

los sistemas críticos de transmisión por parte de Osinergmin, se cumplan con las metas

establecidas para los años 2017 al 2021.

Cuadro Nº 73

Metas de indicadores SAIFI y SAIDI de transmisión 2017‐2021





1 Electro Dunas SE0047 (Coracora) 3 2.5 1.4 1.9 1.3 1.4 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

2 Electro Dunas SE4045 (Puquio) 4 4.1 1.2 3.2 1.5 2.3 1.7 1.4 2.0 1.4 2

3 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén) 2 3.0 5.7 2.4 4.5 1.8 3.3 1.2 2.1 0.6 0.9

4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 5 3.8 13.3 3.3 11.0 2.9 8.7 2.4 6.3 2 4

5 Electro Oriente SE2233 (Gera) 4 4.5 2 2.9 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2

6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) 3 3.0 1.3 1.9 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

7 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) 4 5.5 2.8 3.4 2.4 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2

8 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio) 4 3.6 15.6 2.9 11.1 2.1 6.5 1.4 2.0 1.4 2

9 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) 2 2.2 0.9 1.4 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

10 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) 4 2.4 2 1.9 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2

11 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas) 3 6.5 1.6 3.7 1.4 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

12 Electro Puno SE0028 (Antauta) 4 17.3 26.1 12.0 18.1 6.7 10.0 1.4 2.0 1.4 2

13 Electro Puno SE0027 (Azángaro) 3 5.8 2.7 3.3 1.9 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata) 6 2.2 4 2.1 4 2.0 4 2.0 4 2 4

15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas) 4 2.6 9.3 2.2 6.9 1.8 4.4 1.4 2.0 1.4 2

16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente) 6 12.3 8.1 9.7 7.1 7.1 6.1 4.6 5.0 2 4

17 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) 5 16.3 6.1 11.5 5.4 6.8 4.7 2.0 4.0 2 4

18 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla) 6 8.4 4 6.8 4 5.2 4 3.6 4 2 4

19 Electro Sur Este SE0033 (Iberia) 5 14.5 6.1 8.3 5.1 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

20 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari) 3 14.1 5.2 7.5 3.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

21 Electro Sur Este SE0036 (La Convención) 2 6.7 3.2 3.7 2.0 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

22 Electro Sur Este SE0243 (La Convención Rural) 5 7.2 4.3 4.6 4.1 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

23 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko) 3 9.9 3.7 6.9 2.9 3.8 2.0 0.8 1.2 0.8 1.2

24 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado) 2 16.0 5.2 8.3 3.1 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9


4 15.2 6.2 8.3 4.1 1.4 2.0 1.4 2.0 1.4 2

26 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani) 3 10.7 3.7 5.8 2.4 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

27 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural) 6 10.1 4.5 6.0 4.2 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

28 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1) 4 3.8 2 2.6 2 1.4 2 1.4 2 1.4 2

29 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2) 5 8.7 4 7.0 4 5.3 4 3.7 4 2 4






30 Electrocentro SE0060 (Ayacucho) 2 8.0 8.9 4.3 4.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

31 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural) 5 8.0 18.0 5.0 11.0 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

32 Electrocentro SE0068 (Cangallo‐Llusita) 5 12.3 5.4 7.1 4.7 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

33 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo‐Satipo) 4 3.1 2 2.6 2 2.0 2 1.4 2 1.4 2

34 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad) 3 8.5 3.4 4.7 2.3 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

35 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural) 6 9.0 4.5 5.5 4.2 2.0 4.0 2.0 4.0 2 4

36 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) 5 4.4 4 3.8 4 3.2 4 2.6 4 2 4

37 Electrocentro SE0067 (Pichanaki) 3 4.0 1.6 3.2 1.5 2.4 1.4 1.6 1.3 0.8 1.2

38 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) 4 7.9 2 5.7 2 3.6 2 1.4 2 1.4 2

39 Electrocentro SE0074 (San Francisco) 3 15.2 4.2 8.0 2.7 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2




43 Electrocentro SE0077 (Valle del Mantaro 4) 5 7.0 8.6 5.4 7.0 3.7 5.5 2.0 4.0 2 4

44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) 3 0.9 6.4 0.9 5.1 0.8 3.8 0.8 2.5 0.8 1.2

45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) 2 2.2 0.9 1.8 0.9 1.4 0.9 1.0 0.9 0.6 0.9

46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) 3 0.8 5.4 0.8 3.3 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

47 Electrosur SE0115 (Tarata) 5 2.1 13.9 2.1 11.5 2.1 9.0 2.0 6.5 2 4

48 Hidrandina SE1230 (Cajabamba) 3 3.5 1.2 2.2 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

49 Hidrandina SE0118 (Cajamarca) 2 1.4 0.9 1.0 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9


6 2.6 4 2.3 4 2.0 4 2.0 4 2 4

51 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural) 6 4.0 4 3.0 4 2.0 4 2.0 4 2 4


3 2.4 1.2 1.8 1.2 1.3 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

53 Hidrandina SE1119 (Casma) 2 6.2 13.0 4.8 10.0 3.4 7.0 2.0 3.9 0.6 0.9

54 Hidrandina SE0169 (Casma Rural) 4 6.6 13.7 5.3 10.8 4.0 7.8 2.7 4.9 1.4 2

55 Hidrandina SE0128 (Celendín) 5 2.6 4 2.3 4 2.0 4 2.0 4 2 4

56 Hidrandina SE2230 (Huamachuco) 2 2.8 0.9 1.7 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

57 Hidrandina SE0126 (Huari) 5 14.6 8.9 11.4 7.7 8.3 6.4 5.1 5.2 2 4

58 Hidrandina SE0121 (Huarmey) 2 0.9 4.5 0.8 2.7 0.6 0.9 0.6 0.9 0.6 0.9

59 Hidrandina SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida) 4 2.7 5.9 2.3 4.6 1.8 3.3 1.4 2.0 1.4 2

60 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 2 3.3 4.7 2.4 3.5 1.5 2.2 0.6 0.9 0.6 0.9

61 Hidrandina SE0127 (Pomabamba) 6 11.4 11.7 9.1 9.8 6.7 7.8 4.4 5.9 2 4

62 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) 3 9.5 5.6 6.6 4.1 3.7 2.7 0.8 1.2 0.8 1.2

63 Hidrandina SE2124 (Sihuas) 6 3.6 4.0 3.2 4.0 2.8 4.0 2.4 4.0 2 4

64 Hidrandina SE0132 (Tayabamba) 4 2.7 2 2.4 2 2.1 2 1.7 2 1.4 2

65 Hidrandina SE0125 (Ticapampa) 4 9.9 3.8 7.1 3.2 4.2 2.6 1.4 2.0 1.4 2


3 2.5 2.4 1.9 2.0 1.4 1.6 0.8 1.2 0.8 1.2

67 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) 4 4.0 11.2 3.1 8.1 2.3 5.1 1.4 2.0 1.4 2






68 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) 4 4.1 2.3 3.2 2.2 2.3 2.1 1.4 2.0 1.4 2

69 Seal SE0138 (Camaná) 3 3.2 20.9 2.4 14.4 1.6 7.8 0.8 1.2 0.8 1.2

70 Seal SE0145 (Caravelí) 4 8.6 18.9 6.2 13.3 3.8 7.6 1.4 2.0 1.4 2

71 Seal SE0141 (Chuquibamba) 5 7.3 23.4 5.5 16.9 3.8 10.5 2.0 4.0 2 4

72 Seal SE0249 (Islay) 3 2.1 4.9 1.4 3.1 0.8 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2

73 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) 4 2.6 8.2 2.2 6.1 1.8 4.1 1.4 2.0 1.4 2

74 Seal SE0144 (Ocoña) 4 7.0 26.9 5.2 18.6 3.3 10.3 1.4 2.0 1.4 2

75 Seal SE0252 (Valle de Majes) 4 5.6 16.5 4.2 11.6 2.8 6.8 1.4 2.0 1.4 2

8. ACCIONES DE OSINERGMIN – DSE PARA EL AÑO 2017

8.1. REUNIONES ENTRE FONAFE, CONCESIONARIAS Y OSINERGMIN

El 10 de marzo de 2017 se sostuvo una reunión entre FONAFE, las EEDE6 (Electrocentro,

Electronorte, Electronoroeste, Hidrandina, Electro Sur Este, Electro Puno, Seal, Electrosur,

Electro Oriente y Electro Ucayali) y Osinergmin, donde las EEDE expusieron sus planes de

acción a realizarse en el año 2017 y Osinergmin presentó a los nuevos sistemas eléctricos

críticos de transmisión 2017 y el nuevo Módulo de seguimiento de los planes de acción de

los Sistemas Críticos de Transmisión, así como las Metas SAIFI y SAIDI de transmisión

propuestas para el año 2017 al 2021.

8.2. METODOLOGÍA DE LAS REUNIONES 2017

Desde diciembre de 2013, Osinergmin en coordinación con FONAFE, viene realizando

reuniones técnicas con los directivos y funcionarios de cada una de las EEDE, con el fin de

agilizar los planes de acción a implementar por las EEDE para reducir las interrupciones en

sus sistemas eléctricos críticos.

Para el año 2017, Osinergmin realizará una capacitación del SISTEMA EXTRANET DE

MONITOREO DE PLANES DE ACCIÓN EN SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS DE

TRANSMISIÓN al personal designado por cada concesionaria con el fin de que al final de

cada reunión dicho personal este plenamente familiarizado con el uso del Extranet e inicie

con el llenado de su plan de acción presentado durante la reunión con FONAFE. Dichas

reuniones se realizarán mediante la siguiente metodología:

Presentación de FONAFE (bienvenida y políticas generales).

Presentación de Osinergmin (resultados de evaluación 2016 y diagnóstico de

sistemas críticos 2017).

6 EEDE: Empresas Eléctricas Distribuidoras del Estado


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


9. CONCLUSIONES

Para el año 2017, se determinaron 37 sistemas de transmisión críticos, conformados

por 59 líneas de transmisión y 28 transformadores de potencia críticos:

o De las 59 líneas de transmisión críticas, 37 excedieron las tolerancias establecidas

tanto de INDISL como del TFL, 7 líneas congestionadas, 10 líneas a punto de

congestionarse, 1 línea tanto por excedencia de la tolerancia de INDISL como a

punto de congestionarse y 4 líneas por formar parte de una radial crítica.

o De los 28 transformadores críticos, 15 excedieron las tolerancias establecidas tanto

de INDISE como del TFC, 2 transformadores sobrecargados, 9 transformadores a

punto de sobrecargarse y 2 transformadores tanto por excedencia de tolerancia

TFC como a punto de sobrecargarse.

Las causas predominantes que provocaron las desconexiones en las instalaciones de

transmisión críticos 2017 fueron principalmente debidas a descargas atmosféricas en

líneas de transmisión y a punto de sobrecargarse en transformadores de potencia.

Para el año 2017, se determinaron 75 sistemas eléctricos críticos, debido a la

excedencia de la tolerancia de SAIFI y SAIDI de transmisión, debidos a fallas suscitadas

en instalaciones de transmisión durante el año 2016 y con naturaleza no programada

gestionable; es decir, con responsabilidad propia y fenómenos naturales.

o De los 75 sistemas eléctricos críticos de transmisión, 57 sistemas, excedieron las

tolerancias de transmisión mayor al 200% en SAIFI; y 18 sistemas excedieron las

tolerancias de transmisión hasta el 200% en SAIFI.

o Los sistemas que presentaron mayor número promedio de interrupciones de

transmisión (SAIFI) son: Puerto Maldonado (23.6), Antauta (22.6), San Francisco

(22.4), Puerto Maldonado Rural (22.1), Chumbivilcas (21), Iberia (20.8) e Iñapari

(20.7) y los sistemas que presentaron mayor duración promedio de interrupciones

(SAIDI) a nivel de transmisión fueron Ocoña (35.2), Antauta (34.2), Chuquibamba

(29.8), Camaná (27.5), Ayacucho Rural (25), Caravelí (24.5), Valle de Majes (21.3) y

San Ignacio (20.1).

o La principal causa predominante de las interrupciones eléctricas en los sistemas

críticos, fueron debidas a descargas atmosféricas afectando a 45 sistemas

eléctricos, pertenecientes a las empresas de Electro Dunas, Electro Oriente, Electro

Puno, Electro Sur Este, Electrocentro e Hidrandina.

En relación a la evolución del año 2015 al 2016, de los indicadores SAIFI y SAIDI de

transmisión con fallas gestionables para los 75 sistemas críticos de transmisión, se

tiene que 33 sistemas disminuyeron en 31% su indicador de SAIFI de 10 a 7 veces

promedio. Así mismo, 28 sistemas disminuyeron en 51% su indicador calidad SAIDI de

18 a 5 horas promedio.

Con el fin de mantener las tendencias hacia la mejora de la calidad de suministro

eléctrico se establecieron Metas para el SAIFI y SAIDI de transmisión 2017‐2021 para

los 75 sistemas eléctricos críticos 2017.


El 10 de marzo de 2017 se sostendrá una reunión entre la empresa FONAFE, las EEDE y

Osinergmin, donde las EEDE expondrán sus planes de acción a realizarse en el año

2017, Osinergmin realizará la presentación de los nuevos sistemas eléctricos críticos de

transmisión 2017 y presentará el nuevo Módulo de seguimiento de los planes de

acción de los Sistemas Críticos de Transmisión.

10. ANEXOS

Anexo N° 1: Sistemas de transmisión críticos 2017.

Anexo N° 2: Problemáticas y alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos 2017.


Atentamente,

Ing. Leonidas Sayas Poma Gerente de Supervisión de Electricidad (e)


ANEXO N° 1: SISTEMAS DE TRANSMISIÓN CRÍTICOS 2017


N° Sistemas de transmisión críticos 2017

Instalaciones de transmisión Sistemas eléctricos críticos 2017

Empresa Líneas de trasmisión y

transformadores Tensión (kV)

Excedencia en TFL e INDISL Excedencia en TFC e INDISE Cargabilidad LSC y TS Cargabilidad LAS y

TAS Empresa Sistemas eléctricos

% Exc. en SAIFI de

Transmisión

% Exc. en SAIDI de

Transmisión

1 Abancay – Tamburco ‐ Andahuaylas ‐ Chuquibambilla – Chacapuente ‐ Cotaruse.

ESE L‐6003 Abancay (TA) ‐ Andahuaylas 60 INDISL (299%) ESE SE0042 (Andahuaylas) 111% 486%

ESE L‐6005 Abancay ‐ Chalhuanca 60 TFL (16%) ESE SE1042 (Chacapuente) 641% 129%

SE2042 (Chuquibambilla) 397% ‐51%

2 Tingo María ‐ Aguaytía TRS L‐2251 Aguaytía ‐ Tingo María 220 TFL (300%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.


REP L‐1122 Tingo María ‐ Aucayacu 138 LSC (120%)

EOR

SE3233 (Tarapoto Rural) 112% ‐45%

SE0235 (Rioja Oriente) 435% 62%

REP L‐1124 Aucayacu ‐ Tocache 138 LSC (124%)

SE0023 (Yurimaguas) 1071% 55%

SE2236 (Moyobamba) 413% 11%

SE1236 (Tarapoto) 400% ‐32%

EOR T‐40 Juanjui 138/22.9/10 INDISE (214%) SE2233 (Gera) 329% ‐54%

REP T35‐121 Tocache 138/22.9/10 TS (119%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.

4 Azángaro ‐ Antauta ‐ San Rafael ‐ Deriv. Putina ‐ Huancané ‐ Ananea

EPU


60

INDISL (116%) TFL (138%)

EPU SE0027 (Azángaro) 939% 183% L‐6025 Derivación Putina ‐ Ananea INDISL (201%) TFL (188%)

L‐6026 Derivación Putina ‐ Huancané INDISL (62%) TFL (13%)

L‐6021 Azángaro ‐ San Rafael INDISL (1481%) TFL (400%) EPU SE0028 (Antauta) 1514% 1608%


ESE


138

TFL (225%)

ESE

SE1034 (Puerto Maldonado Rural) 1481% 314%

SE0034 (Puerto Maldonado) 3841% 722%

SE0033 (Iberia) 940% 79%

L‐1015 Mazuko ‐ Puerto Maldonado INDISL (34%) TFL (162%)

SE0039 (Iñapari) 2489% 495%

SE2034 (Mazuko) 1519% 281%

6


EOR

L‐60751B Bagua ‐ Nueva Jaén 60 INDISL (3%)

EOR

SE0097 (San Ignacio) 213% 906% L‐1138 Subestación Cutervo ‐ Nueva Jaén

138 INDISL (275%)

TPA013 Nueva Jaén 138/60/22.9 TS (101%)

SE0225 (Bagua‐Jaén Rural) 110% 292%

L60171 C.H. Muyo ‐ Bagua 60 INDISL (26%)


ELN L‐1135 Espina Colorada ‐ Cutervo 138 TFL (100%) SE0096 (Bagua‐Jaén) 504% 671%


ESE L ‐ 6006 Cachimayo ‐ Pisac 60 INDISL (1%)

ESE

SE0243 (La Convención Rural) 391% 10%

SE0036 (La Convención) 1529% 382%

SE0040 (Valle Sagrado 1) 256% ‐18%








% Exc. en SAIFI de

Transmisión

% Exc. en SAIDI de

Transmisión

SE0041 (Valle Sagrado 2) 418% ‐3%

8 Caraz ‐ Carhuaz ‐ Huaraz ‐ Ticapampa HID


66 INDISL (51%) TFL (38%)

HID

SE0125 (Ticapampa) 814% 118%

TP 6013 Ticapampa 66/13.8 TFC (200%) SE0123 (Caraz‐Carhuaz‐Huaraz) 262% ‐49%

9


HID L‐1113 S.E. Nepeña ‐ S.E. Casma 138 INDISL (174%) TFL (300%)

HID

SE1119 (Casma) 1169% 1687%

SE0169 (Casma Rural) 461% 730%

Chimbote 2 ‐ Chimbote 1 HID TP A042 Chimbote 2 138/13.8 INDISE (52%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.

10 Kiman Ayllu ‐ La Pampa ‐ Pallasca HID L‐6682 S.E. Kiman Ayllu ‐ S.E. La Pampa 66 INDISL (601%)

HID

SE2124 (Sihuas) 97% 1%

SE0127 (Pomabamba) 589% 241%

SE0132 (Tayabamba) 118% ‐28%

SE0126 (Huari) 785% 152%


ELN TP6009 Tuman 60/22.9/10 TFC (100%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.


DEP L‐6036 La Viña ‐ Occidente 60 LAS (99%)

Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.

ELN TP6005 Motupe 60/22.9/10 TFC (100%)


ELC L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco 69 INDISL (120%) TFL (13%)

ELC

SE0068 (Cangallo Llusita) 770% 52%

SE0223 (Huanta Rural) 527% 19%


TFC (100%)

SE0161 (Ayacucho Rural) 447% 526%

SE0060 (Ayacucho) 1843% 1335%

SE0074 (San Francisco) 2697% 369%

SNP L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II 69 INDISL (294%) SE0222 (Huanta Ciudad) 1443% 271%


L‐6001 Combapata ‐ Sicuani 66 INDISL (13%) TFL (50%)

ESE

SE3242 (Chumbivilcas) 950% 69%

L‐6019 Combapata ‐ Llusco 66 INDISL (580%) TFL (63%) SE4242 (Sicuani Rural) 606% 19%

T28‐062 Llusco 66/22.9/10 TFC (400%) SE0244 (Sicuani) 1862% 310%

15


HID L‐6645 Guadalupe ‐ Chepén 60 INDISL (426%) TFL (175%)

HID

SE0255 (Cajamarca Baja Densidad) 48% ‐38%

HID L‐6653 Guadalupe 1 ‐ Pacasmayo 60 INDISL (109%) TFL (25%) SE0230 (Cajamarca Rural) 150% ‐55%


60 INDISL (156%)

SE0128 (Celendín) 45% ‐74%

SE0118 (Cajamarca) 209% ‐7%








% Exc. en SAIFI de

Transmisión

% Exc. en SAIDI de

Transmisión

HID TP 6019 ‐162266 Cajamarca 60/10 TFC (400%) TAS (98%) SE1230 (Cajabamba) 507% 2%


60 INDISL (353%) LAS (99%) SE2230 (Huamachuco) 549% ‐35%


RDS TR ‐ 1 Los Héroes 220/66/10.5 TAS (98.7%)

ELS SE0115 (Tarata) 7% 311%

EGS L‐6620 Aricota 2 ‐ Tomasiri 66 TFL (75%)

17


SEA

L‐6550 Majes ‐ Chuquibamba 60 INDISL (134%)

SEA

SE0141 (Chuquibamba) 351% 645%

T15‐61 Corire 60/13.2 TFC (100%)

T16‐62 Chuquibamba 60/23 INDISE (52%) TFC (100%) SE0252 (Valle de Majes) 399% 964%

Mollendo‐Repartición ‐ Majes

L‐1031 Repartición ‐ Majes 138 INDISL (53%)

SEA

SE0144 (Ocoña) 536% 1662%

SE0145 (Caravelí) 683% 1125%

SE0138 (Camaná) 398% 2194%

T26‐121 Repartición 132/22.9/10

TFC (500%)

TAS (99.6%)

SE0250 (Majes‐Siguas) 114% 415%

SE0249 (Islay) 236% 468%


HID L‐6655 Paramonga Nueva ‐ 9 de Octubre

66 INDISL (84%)

HID SE0121 (Huarmey) 80% 608%

REP T18‐261 Paramonga Nueva 220/66/10 TAS (98%)

19 Poechos ‐ Sullana CUR L‐6668 Poechos ‐ Sullana 60 INDISL (14061%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.

20 Puno ‐ Pomata ‐ Ilave ‐ Bellavista EPU L‐0638 Puno ‐ Pomata 60 INDISL (15345%) TFL (248%) EPU SE0030 (Ilave‐Pomata) 16% ‐62%


ESM TP5360231001 Puquio 60/22.9/10

TFC (100%)

ESM

SE0047 (Coracora) 275% 22%

SE4045 (Puquio) 257% ‐52%

22

Talara ‐ Zorritos ‐ Machala REP L‐2249 Talara ‐ Zorritos 220 TFL (46%)

ENO

SE1084 (Corrales) 13% 546%

SE1165 (Zorritos) 9% 527%


REP T33‐261 Zorritos 220/60/10 TAS (98.2%) SE2084 (Zarumilla) 324% ‐61%


HID

L‐1115 Trujillo Norte ‐ S.E. Motil 138 INDISL (5%)

HID

SE0168 (Trujillo Rural) 244% 612%

SE1168 (Otuzco‐Motil‐Florida) 122% 261%

TP‐3023 Otuzco 33/22.9

INDISE (35%)

SE4122 (Quiruvilca) 1445% 487%

SE0253 (Trujillo Baja Densidad) 277% 132%

TP 3010 Otuzco 33/13.8 TFC (200%) SE3122 (Paiján‐Malabrigo) 595% 569%








% Exc. en SAIFI de

Transmisión

% Exc. en SAIDI de

Transmisión

24 Trujillo Norte ‐ Chimbote 1 REP

L‐2232 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte

220

LAS (98.5%)


L‐2233 Chimbote 1 ‐ Trujillo Norte LAS (92%)

25

Trujillo Sur ‐ Huaca del Sol ‐ Virú ‐ Chao

HID

L‐6695 S.E. Trujillo Sur ‐ Huaca del Sol 60 TFL (25%)


TP‐A050 Trujillo Sur 138/60/10 TFC (100%)

L‐6696 Huaca Del Sol ‐ S.E. Virú 60 INDISL (119%)

Huaca del Sol ‐ Salaverry TP 3005 Salaverry 2 34.5/10.5 TAS (98.6%)


ELC 4‐TP‐056 Huancayo Este 60/22.9/10

TAS (99.5%) ELC

SE0071 (Valle del Mantaro 1) 609% 446%





REP

T15‐261 Piura Oeste 220/60/10 TAS (99.3%)

Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm. T83‐261 Piura Oeste 220/60/11 TAS (98.6%)

ENO 1TP6031 Chulucanas 58/22.9/10 TAS (99.8%)

28 Ica ‐ Ica Norte ‐ Tacama ‐ Villacuri ESM L‐6623‐01 P34 de L‐6623 ‐ TACAMA 60 INDISL (7%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.

29 Paragsha 2 ‐ Amarilis ‐ Huánuco REP L‐1120 Paragsha 2 ‐ Amarilis 138 LSC (116%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.

30 Ocoña ‐ San José ‐ Montalvo MCV Atxf‐002 San José 500/220/33 TFC (100%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.

31 Socabaya ‐ Moquegua RDS

L‐2025 Socabaya ‐ Moquegua

220

LAS (98.7%)


L‐2026 Socabaya ‐ Moquegua LAS (98.7%)

32 Socabaya ‐ Cerro Verde ‐ Repartición TRM T2 Socabaya 220/138 TAS (98.7%) Sistemas eléctricos que no excedieron las tolerancias de SAIFI y SAIDI en Transm.


REP L‐2223 Pachachaca ‐ Callahuanca 220 LAS (99.9%)


CHI Chimay 13.8/220 220/13.8 INDISE (52%) TFC (100%)


REP


220

INDISL (122%)


L‐2206 Pomacocha ‐ San Juan LAS (99%)

L‐2205 Pomacocha ‐ San Juan LAS (99.5%)

L‐2202 Campo Armiño ‐ Pomacocha LAS (99.1%)

L‐2201 Campo Armiño ‐ Pomacocha LAS (99.1%)








% Exc. en SAIFI de

Transmisión

% Exc. en SAIDI de

Transmisión

L‐2003 Santa Rosa ‐ Chavarría LSC (124%)

L‐2004 Santa Rosa ‐ Chavarría LSC (125%)

L‐2011 Santa Rosa ‐ San Juan LSC (105%)

L‐2018 San Juan ‐ Industriales LSC (125%)

35 Vizcarra‐Huallanca Nueva‐La Unión ELC L‐6067 Huallanca Nueva – La Unión 60 INDISL (557%) ELC SE0162 (Huánuco Rural 2) 148% ‐55%

36 Pichanaki – Oxapampa ‐ Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez

ELC

L‐6084 Villa Rica ‐ Pichanaki

60 Sistema de transmisión considerado crítico por ser sistema radial. ELC

SE0080 (Pozuzo) 620% ‐9%

L‐6080 Oxapampa ‐ Villa Rica SE0067 (Pichanaki) 494% 38%

L‐6082 Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez SE0073 (Chalhuamayo ‐ Satipo) 166% ‐40%

37 Marcona‐Jahuay‐Bella Unión SEA L‐6672 Marcona – Bella Unión 60 Sistema de transmisión considerado crítico por ser sistema radial. SEA SE0248 (Bella Unión‐Chala) 257% 18%

Leyenda:

Instalación de transmisión críticos Sistemas eléctricos críticos

‐ INDISL: Disponibilidad de línea de transmisión

‐ INDISE: Disponibilidad de subestaciones

‐ TFL: Frecuencia de falla de línea

‐ TFC: Frecuencia de falla de subestaciones

‐ LSC: Línea sobrecargada

‐ LAS: Línea a punto de sobrecargarse

‐ TS: Transformador sobrecargado

‐ TAS: Transformador a punto de sobrecargarse

‐ SAIFI y/o SAIDI que excedieron las

tolerancias > 200%

‐ SAIFI y/o SAIDI que excedieron las

tolerancias < 200%

‐ SAIFI y/o SAIDI que no excedieron las

tolerancias



ANEXO N° 2: PROBLEMÁTICAS Y ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS

CRÍTICOS 2017.



N° Empresa Sistemas eléctricos

críticos 2017

Causas predominantes de los sistemas

eléctricos

Causas predominantes en los sistemas de transmisión críticos 2017

Alternativas de solución de los sistemas eléctricos críticos con alta incidencia en transmisión 2017

Plan de Inversiones de transmisión


Plan de Transmisión COES

Plan Nacional de Electrificación Rural (MINEM)

Otras Propuestas

PIT 2013‐2017 PIT 2017‐2021 Proyecto Plan 2016‐2025

1 Electro Dunas SE0047 (Coracora)

Descargas atmosféricas

Problemática en el sistema de transmisión Marcona ‐ Llipata – Nazca ‐ Puquio ‐ Cora Cora debido principalmente a descargas atmosféricas produciendo una excedencia en 100% de la tolerancia de tasa de falla del transformador TP5360231001 Puquio de 60/22.9/10 kV.

Rotación del transformador de potencia de 60/10 kV ‐ 7 MVA de la SET Nazca a la SET Puquio para que opere en paralelo al transformador de potencia 60/23/10 kV ‐ 9/9/2.5 MVA. Prevista para el año 2017 en la instalación de Puquio.

Proyecto años 2017 y 2018: ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ayacucho.

Otras alternativas propuestas: ‐ Mejorar el sistema puesta a tierra en zonas de alta incidencia de descargas atmosféricas en la SET 55 (Cora Cora) Y SET 53 (Puquio). ‐ Implementar estudios de coordinación de aislamiento en la línea de transmisión L‐6630‐02 (Nasca ‐ Puquio) y las SET’s 55 (Cora Cora) y SET´s 53 (Puquio). ‐ Realizar un diagnóstico y prever una mejora a su programa de mantenimiento implementando el RCM (Mantenimiento centrado en confiabilidad) al transformador de la SET Puquio.

2 Electro Dunas SE4045 (Puquio)

3 Electro Oriente SE0097 (San Ignacio)

Falla de equipo

Problemática en los sistemas de transmisión Cutervo ‐ Nueva Jaén ‐ Jaén ‐ Bagua Chica ‐ Muyo y Carhuaquero ‐ Espina Colorada ‐ Cutervo debido principalmente a fallas de equipamiento (avería de pararrayo en la fase T de la S.E. Nueva Jaén) produciendo una excedencia de tolerancia de la indisponibilidad de las líneas L‐60751B Bagua – Nueva Jaén (3%), L‐60171 C.H. Muyo – Bagua (26%) y L‐1138 Cutervo ‐ Nueva Jaén de 138 kV (275 %). Así como sobrecarga en la SET Nueva Jaén y excedencia de la tolerancia de tasa de falla en 100% de la línea L‐1135 Espina Colorado – Cutervo.

‐ Nueva línea en 60 kV Nueva Jaén – San Ignacio de 53 km (actualmente en 22.9 kV) prevista para el año 2020. ‐ Nuevo transformador 138/60/22.9 kV “Ampliación S.E. Nueva Jaén (20 → 30 MVA)”, prevista para el año 2017.

Proyecto año 2017: ‐ Instalación del sistema de electrificación rural de las cuencas de Los Rios Cenepa, Comaina, Numpatkay y Santiago, distritos fronterizos de El Cenepa, Imaza y Rio Santiago, provincias de Bagua y Condorcanqui. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de San Amazonas.

Otras alternativas propuestas: ‐ Revisión y mejoramiento de pararrayos en la subestación de Nueva Jaén. ‐ Implementación de estudio por bajo nivel de aislamiento en la SET 246 (Quanda), inspección periódica y minuciosa de las redes en media tensión e instalación de estructuras en MT, debido a vanos extensos provocando el contacto entre conductores.

4 Electro Oriente SE0225 (Bagua‐Jaén Rural)

5 Electro Oriente SE0096 (Bagua‐Jaén)

6 Electro Oriente SE2236 (Moyobamba) Falla de equipo Problemática en el sistema de transmisión Tingo María ‐ Aucayacu ‐ Tocache ‐ Juanjui ‐ Bellavista ‐ Tarapoto – Moyobamba debido principalmente a las causas: ‐ Fenómenos naturales (Lluvias) y congestión

en 120% de la línea L‐1122 Tingo María – Aucayacu.

‐ Descargas atmosféricas y congestión en 124% de la línea L‐1124 Aucayacu‐Tocache.

‐ Falla de equipamiento (conmutador bajo carga de transformador) produciendo excedencia de indisponibilidad en 214% del transformador T40 Juanjui.

‐ Línea de transmisión en 60 kV Derivación Moyobamba Nueva Moyobamba Nueva y transformador 138/60/23 kV, 50 MVA en la SET Moyobamba Nueva, prevista para el año 2017.

Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: ‐ Línea de transmisión en 220 kV Carhuaquero‐Cajamarca Norte‐Cáclic‐Moyobamba de 370 km de 220 MVA de la S.E. Moyobamba (abril 2017).

Proyecto año 2017: ‐ Instalación del sistema de electrificación rural en las provincias de Rioja (distritos de Pardo de Miguel, Awajun, Nueva Cajamarca y Rioja) y Moyobamba‐Lamas (distritos de Jepelacio, Yantalo, Moyobamba, Pinto Recodo y Alonso De Alvarado). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de San Martín y Loreto.

Plan de Mejora 2017 de Electro Oriente: ‐ Instalación de descargadores de sobretensión en la línea L‐1017 (Bellavista –Tarapoto). ‐ Instalación de registradores de falla en las líneas L‐1018 (Tarapoto – Moyobamba) y L‐1019 (Nueva Juanjui – Bellavista). ‐ Instalación de 30 Pararrayos en la línea L‐1124 (SE Aucayacu – SE Tocache). ‐ Instalación de cinco (5) transformadores zig‐zag en las subestaciones Bellavista, Tarapoto, Moyobamba, Rioja y Nueva Cajamarca.

7 Electro Oriente SE1236 (Tarapoto) Fenómenos naturales

8 Electro Oriente SE0235 (Rioja Oriente) Descargas atmosféricas

9 Electro Oriente SE3233 (Tarapoto Rural) Fenómenos naturales

10 Electro Oriente SE0023 (Yurimaguas)

Falla de equipo

11 Electro Oriente SE2233 (Gera)

12 Electro Puno SE0028 (Antauta)


Problemática en los sistemas de transmisión Azángaro ‐ Antauta ‐ San Rafael ‐ Deriv. Putina ‐ Huancané ‐ Ananea y Puno ‐ Pomata ‐ Ilave – Bellavista, debido principalmente a las causas: ‐ Descargas atmosféricas produciendo

excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de las líneas L‐6024 Azángaro‐Derivación Putina, L‐6026 Deriv. Putina‐Huancané y L‐0638 Puno – Pomata.

‐ Fenómenos naturales (descargas atmosféricas y vientos huracanados) produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de las líneas L‐

PIT 2017‐2021 a instalarse en la SET Putina: ‐Reconversión y repotenciación de la línea de transmisión en 90 km Azángaro‐Putina‐Ananea de 60 a 138 kV y de 150 a 240 mm2 AAAC. ‐ SET Putina 138/60/23kV de 15MVA. ‐ SET Ananea 138/60/23kV de 25MVA.

Plan de transmisión a largo plazo 2013‐2022: ‐ Línea de transmisión Tintaya – Azángaro – Juliaca – Puno en 220kV.

Proyecto año 2017: ‐ Ampliación del sistema de electrificación rural en las provincias de Chuquito (distrito de Kelluyo), Melgar (distritos de Orurillo y Umachiri), Huancané (distrito de Cojata) y Lampa (distritos de Lampa y Pucará). ‐ Electrificación eléctrica de cinco (05) proyectos del departamento de Puno – sector 1. ‐ Instalación del servicio eléctrico rural de las localidades del sector 2,

Plan de Mejora 2017 de Electro Puno: ‐ En el año 2016 gestionaron la compra a la empresa MINSUR de la LT Azángaro – San Rafael, y solicitaron al MEM – DGER presupuesto para el mantenimiento integral que ayudará a disminuir las interrupciones en el Sistema Eléctrico Antauta. ‐ Implementación de equipos de protección en las subestaciones de Pomata, Ilave y Antauta, integración de todos los centros de transformación a un SCADA, implementación de equipos de protección y maniobra. ‐ Mantenimiento de puestas a tierra e implementación pararrayos LT Puno ‐ Pomata, LT Azángaro ‐ Ananea ‐ Huancané.

13 Electro Puno SE0027 (Azángaro)

14 Electro Puno SE0030 (Ilave‐Pomata)



críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas


6025 Deriv. Putina‐Ananea y L‐6021 Azángaro‐San Rafael.

PIT 2017‐2021 a instalarse en la SET Maravilla: ‐SET Maravilla 138/23/10kV de 25MVA. ‐Línea de transmisión Derivación a SET Maravilla en 138 kV de 0.5 km. La Línea de transmisión Deriv. secciona a LT 138kV Juliaca ‐ Azángaro a 10.5km de la SET Juliaca. ‐SET Maravilla en 138/23/10kV de 25 MVA.

de las provincias de Puno, San Román, El Collao y Lampa. ‐ Afianzamiento del suministro de energía eléctrica del distrito de Macusani provincia de Carabaya región de Puno. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Puno. Proyecto año 2018: ‐ Ampliación de los sistemas de electrificación rural a diversas localidades en las provincias de Azángaro (distritos de Chupa y José Domingo Choquehuanca), Melgar (distrito de Antauta) y Huancané (distrito de Taraco). ‐ Instalación de electrificación de diversas localidades en las provincias de Sandia (distrito de San Pedro de Putina Puncu) y San Román (distrito de Juliaca). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Puno.

15 Electro Sur Este SE0042 (Andahuaylas)


Problemática en el sistema de transmisión Abancay ‐ Tamburco ‐ Andahuaylas ‐ Chuquibambilla – Chacapuente – Cotaruse, debido principalmente a las causas: ‐ Descargas atmosféricas produciendo

excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 16% de la línea L ‐ 6005 Abancay – Chalhuanca.

‐ Fenómenos naturales (descargas atmosféricas y vientos huracanados) produciendo excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 299% de la línea L ‐ 6003 Abancay (TA) – Andahuaylas.

‐ SET Andahuaylas: Reemplazo del transformador existente de 60/23/13,2 kV, 13/5/9 MVA por uno de 60/23/13,2 kV de 20/20/20 MVA, previsto para el año 2017. ‐ Banco de condensadores 2x1,2 MVAR en 23 kV y 2x1, 2 MVAR en 13,2 kV, con celdas asociadas, instalado en la SET Andahuaylas. ‐ Celdas de transformador para la operación del TP de reserva de 138/60/13,2 kV – 30/18/15 MVA previsto para el año 2021 SET Tamburco.

Proyecto año 2017: ‐ Instalación del servicio eléctrico rural de las localidades de las provincias de chincheros, Andahuaylas, Antabamba, Aymaraes, Cotabambas y Grau, del departamento de Apurímac el cual beneficiaria a una población de 3 588. ‐ Mejoramiento y ampliación del servicio de energía eléctrica en diversas localidades de las provincias de Cotabambas (distritos de Mara y Tambobamba), Chincheros (distrito de Chinchero), Ayamaraes (distritos de San Juan de Chacna y Sanayca) y Apurimac (distrito de Andahuaylas). ‐ Electrificación integral en los distritos de Chalhuamayo y Coyllurqui (provincia de Cotabambas). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Apurimac. Proyecto año 2018:

Plan de Mejora 2017 de Electro Sur Este: ‐ Inspección ligera, poda de árboles de rápido crecimiento (Maguey), fijación de cable de guarda, cambio de aisladores, instalación de separadores, reparación de conductores en las líneas L‐6003 (Andahuaylas – Abancay), L‐6005‐1 (Tamburco‐Chacapuente) y L‐6005‐2 (Chuquibambilla‐ Chacapuente). Otras alternativas propuestas: ‐ Mantenimientos de puestas a tierra, instalación de pararrayos de líneas en L‐6003 Andahuaylas – Abancay, L‐6005 (Abancay – Deriv. Chuquibamba) y L‐6051 (Abancay – Chacapuente).

16 Electro Sur Este SE1042 (Chacapuente)

17 Electro Sur Este SE2042 (Chuquibambilla)



críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas


‐ Ampliación del sistema eléctrico de diversas localidades en las provincias de Abancay (distritos de Pichirhua y Curahuasi) y Chincheros (distrito de Chincheros). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Apurimac.

18 Electro Sur Este SE0034 (Puerto Maldonado)


Problemática en el sistema de transmisión San Gabán II ‐ Mazuko ‐ Puerto Maldonado, debido principalmente a las causas: ‐ Falla de equipamiento produciendo

excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 225% de la línea L‐1014 San Gabán II‐Mazuko.

‐ Vientos huracanados produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐1015 Mazuko – Puerto Maldonado con 162% y 34%, respectivamente.

PIT 2017‐2021 (Reconsideraciones): ‐ Implementación de la línea de Transmisión Puerto Maldonado ‐ Iberia en 138 kV y la SET Iberia con la operación del transformador de potencia de 138/22,9/10 kV ‐ 16/5/14 MVA rotado desde la SET Puerto Maldonado.

Proyecto año 2017: ‐ Mejoramiento y ampliación del servicio de energía eléctrica mediante el sistema convencional en diversos poblados de la provincia de Tambopata (distritos de Tambopata e Inambari). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Madre de Dios. Proyecto año 2018: ‐ Proyecto en III etapa en la provincia Tahuamanu en el distrito de Iberia. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Madre de Dios.

Plan de Mejora 2017 de Electro Sur Este: ‐ Líneas L‐1014 (San Gabán‐Mazuko) y L‐1015 (Mazuko‐Puerto Maldonado) cuyas actividades constan de inspección ligera, instalación de pararrayos, medición y mejoramiento de PAT, cambio y/o limpieza de aisladores, mejoramiento de accesos, limpieza de faja de servidumbre y corte de árboles, entre otros. ‐ SET’s San Gabán, Mazuko y Puerto Maldonado cuyas actividades constan de mantenimiento electromecánico.


20 Electro Sur Este SE0033 (Iberia)

21 Electro Sur Este SE2034 (Mazuko)

22 Electro Sur Este SE0039 (Iñapari)

23 Electro Sur Este SE3242 (Chumbivilcas) Descargas atmosféricas

Problemática en el sistema de transmisión Combapata ‐ Sicuani ‐ Llusco, debido principalmente a las causas: ‐ Descargas atmosféricas produciendo

excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐6001 Combapata ‐ Sicuani con 50% y 13%, respectivamente.

‐ Equipo, materiales y accesorias produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐6019 Combapata – Llusco con 63% y 580%, respectivamente.

‐ Vientos huracanados produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla del transformador T28‐062 Llusco con 400%.

‐ Nuevo transformador de potencia en 138/66/23 kV de 20 MVA a instalarse en la SET de Combapata prevista para el año 2018. ‐ Nuevo transformador de potencia en 60/23/10 kV de 15 MVA que reemplazará al existente de 60/10 kV de 7 MVA en la SET Sicuani y se prevé reemplazar las celdas de la SET por antigüedad.

Proyecto año 2017: ‐ Instalación del sistema eléctrico rural de diversas localidades en las provincias de Chumbivilcas (distritos de Chamaca y Velille), Canas (distrito de Quehue), Canchis (distritos de Sicuani, San Pablo, Pitumarca y Combapata) y Quispicanchi (distritos de Quinquijana y Ocongate). ‐ Electrificación de ocho proyectos del departamento de Cusco sector 2. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Cusco.

Plan de Mejora 2017 de Electro Sur Este: ‐ Reflechado de conductor, corte de árboles de rápido crecimiento (Maguey), cambio de estructuras de madera a concreto E075 y E076, mejoramiento de retenidas, mejoramiento de PAT, cambio de aisladores, saneamiento de servidumbre (retiro de vivienda) y poda de árboles de la Línea L‐6001 (Combapata ‐ Sicuani). ‐ SET Combapata con actividad de Termografía a realizarse en el mes de abril de 2017. Otras alternativas propuestas: ‐Identificación de tramos de línea con alto nivel isoceráunico e instalación de pararrayos y mejora de la resistencia de puestas a tierra de las líneas de transmisión L‐6001 (Combapata ‐ Sicuani) y L‐6019 (Combapata ‐ Llusco). ‐ Realizar permanentemente inspección visual y con escalamiento de las cadenas de aisladores, efectuando el cambio de ser necesario, en los tramos de las líneas

24 Electro Sur Este SE0244 (Sicuani)


25 Electro Sur Este SE4242 (Sicuani Rural)



críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas


de transmisión L‐6001 (Combapata ‐ Sicuani) y L‐6019 (Combapata ‐ Llusco). ‐Realizar una revisión y prueba del sistema de protección de la SET Sicuani.



Problemática en el sistema de transmisión Machupicchu ‐ Cachimayo ‐Dolores Pata‐Quencoro ‐ Pisac – Urubamba debido principalmente a descargas atmosféricas produciendo una excedencia en 1% de la tolerancia de indisponibilidad de la línea L ‐ 6006 Cachimayo – Pisac.

Transformador de potencia de 15 MVA, 60/23/10 kV en la SET Urpipata.

‐ Nuevo transformador de potencia en 138/60/23 kV de 20 MVA en paralelo al TP existente. SET Cachimayo año 2019. ‐ Celda de alimentador en 10 kV en la SET Urubamba prevista para el año 2019.

Proyecto año 2017: ‐ Instalación del sistema eléctrico rural de diversas localidades en las provincias de Chumbivilcas (distritos de Chamaca y Velille), Canas (distrito de Quehue), Canchis (distritos de Sicuani, San Pablo, Pitumarca y Combapata) y Quispicanchi (distritos de Quinquijana y Ocongate). ‐ Electrificación de ocho proyectos del departamento de Cusco sector 2. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Cusco. Proyecto año 2018: ‐ Instalación del sistema eléctrico en diversas comunidades en el distrito de Pichigua‐Espinar‐Cusco. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Cusco.

Plan de Mejora 2017 de Electro Sur Este: ‐ Inspección ligera, cambio de configuración de suspensión de anclaje, limpieza de aisladores, señalización de accesos, retiro de vivienda, poda y corte de árboles de las líneas L‐6002 (Machupicchu ‐ Urpipata) y L‐6004 (Urpipata‐Chahuares). ‐ Inspección ligera y poda y corte de árboles de las líneas L‐6006‐1/L‐6006‐2/L‐6006‐3 (Cachimayo‐Pisac‐Urubamba). ‐ Mantenimiento electromecánico, implementación de pararrayos en 10 kV, implementación de recloser’s en 22.9 kV de las SET ‘s Pisac y Santa María. ‐ Mantenimiento electromecánico, revisión y pruebas del sistema de protección, tratamiento de termovacío de TP, instalación de transformador ZIGZAG de la SET Urpipata. ‐ Mantenimiento electromecánico de SET, revisión de conexionados de control y protección (interruptor barra en 22.9 kV) y reparación y/o cambio de seccionadores en la barras de salida en 22.9 kV de la SET Chahuares. Otras alternativas propuestas: ‐ Realizar un mantenimiento periódico y correctivo a las SET Urubamba y Pisac. ‐ Identificación de tramos de línea con alto nivel isoceráunico e instalar pararrayos y mejorar la resistencia puestas a tierra (PAT) de las líneas de transmisión L‐6006 (Cachimayo‐Derivación Corimarca) y L‐6006/2 (Cachimayo‐Pisac). ‐ Instalación de cobertores de línea en tramos de línea que presentan penduleos en los conductores debido a la alta incidencia de vientos en la línea L‐6006 (Cachimayo‐Derivación Corimarca).

27 Electro Sur Este SE0036 (La Convención)

28 Electro Sur Este SE0041 (Valle Sagrado 2)

29 Electro Sur Este SE0040 (Valle Sagrado 1)



Problemática en el sistema de transmisión Huayucachi – Huancayo Este – Salesianos – Parque Industrial – Concepción, donde el transformador 4‐TP‐056 Huancayo Este se encuentra a punto de sobrecargarse con 99.5% de cargabilidad.

Proyecto Integral SET Orcotuna 220/60 kV y líneas asociadas incluye el enlace en 220 kV Huayucachi ‐ Orcotuna ‐ Huanza – Carabayllo permitirá cubrir el crecimiento de la demanda de energía en el Valle del Mantaro. En construcción ‐ POC 2017. ‐ Montaje de

‐ Segundo Transformador en 33/10 kV de 5 MVA y celdas conexas previstas para el año 2018 en la SET Chupaca. ‐ Cambio de transformador en 60/10 kV de 0,63 MVA por otro de 2 MVA prevista para el año 2018 en la SET Comas.

Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: Repotenciación a 250 MVA línea de transmisión en 220 kV Mantaro – Huayucachi.

Proyecto año 2017: ‐ Ampliación e instalación de redes eléctricas en las provincias de Chanchamayo, Satipo, Chupaca, Concepción, Satipo (distrito de Pangoa), Huancayo (distrito de Pariahuanca). ‐ Construcción del sistema de distribución de línea primaria, red secundaria, acometidas domiciliarias y alumbrado público del anexo provincia de Satipo (distrito de Pangoa). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en

Otras alternativas propuestas: ‐ Instalación de pararrayos en las líneas Huarisca – Chala Nueva y Parque Industrial ‐ Chupaca. ‐Realizar una revisión y prueba del sistema de protección de las instalaciones en los sistemas eléctricos de Valle Mantaro 1, Valle Mantaro 2, Valle Mantaro 3 y Valle Mantaro 4.


Caída conductor de red


Falla de equipo





críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas


transformador de 15 MVA e implementación de una línea en 60 kV Huancayo Este ‐ Parque Industrial. Año 2017.

diversas localidades de Ayacucho. Proyecto año 2018: ‐ S.E.R. Tarma proyecto en IV etapa, en los distritos de Ricran, Huasahuasi, Palca, Palcamayo, San Pedro de Cajas, Tapo y Tarma. ‐ Construcción de la electrificación eléctrica de Huancamayo‐Unión Mariposa y localidades anexas (Junín). ‐ Ampliación e instalación de energía eléctrica en diversas localidades de las provincias de Junín (distrito de Ulcumayo), Concepción (Andamarca), Junín, Chanchamayo y Yauli. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ayacucho.

34 Electrocentro SE0068 (Cangallo Llusita)

Descarga atmosférica

Problemática en el sistema de transmisión Cobriza I ‐ Cobriza II – Machahuay ‐ Huanta ‐ Mollepata ‐ San Francisco, debido principalmente a las causas: ‐ Deslizamiento de terreno produciendo

excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐6079 Mollepata ‐ San Francisco con 13% y 120%, respectivamente.

‐ Vientos huracanados produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 100% en la SET 4‐TP‐252 San Francisco.

‐ Descargas atmosféricas produciendo excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 294% de la línea L‐6602 Cobriza I ‐ Cobriza II.

‐ Línea de Transmisión en 220 kV Friaspata ‐ Mollepata de 90.5 km, 250 MVA y ampliación de la S.E. Mollepata (POC 2017), solución definitiva a la problemática de interrupciones en transmisión en la Región Ayacucho.

‐ Cambio de transformador en 60/10 kV de 5 MVA por otro de 15 MVA en la SET San Francisco, prevista para el año 2017.

Plan de transmisión a largo plazo 2013‐2022: ‐ Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya. Permitiendo la evacuación más estable de la potencia desde las Centrales Mantaro, Restitución y Cerro del Águila.

Proyecto año 2017: ‐ Ampliación del sistema de electrificación rural de comunidades campesinas en la provincia de Huanta distritos de Huanta y Llochegua. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ayacucho. Proyecto año 2018: ‐ Instalación del servicio de electrificación rural en diversas localidades de las provincias de La Mar (distrito de San Miguel, Tambo) y Lucanas (distritos de Llauta y Lucanas). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ayacucho.

Plan de Mejora de Electrocentro: ‐ Inspecciones frecuentes y limpieza de franja de servidumbre. ‐ Instalación de pararrayos de línea. ‐ Medición y mantenimiento de PAT 4 veces al año. ‐ Revisión del nivel de tensión en el sistema. ‐ Estudio de coordinación de aislamiento del sistema. ‐ Instalación de pararrayos de estación en salida a Cobriza II. ‐ Reparación urgente del transformador 25 MVA de SE Ayacucho actualmente en taller de Delcrosa. ‐ Implementación de sistema de restablecimiento rápido con transformador de contingencia SE Ayacucho. ‐ Instalación de pararrayos en lado 66 kV del transformador de 15 MVA de SE Ayacucho. ‐ Automatizar el funcionamiento de los bancos de condensadores en SE Huanta y SE Ayacucho. Otras alternativas propuestas: ‐ Instar a la empresa Statkraft y Electro Centro a Contar con el personal y materiales necesarios para operar físicamente sus instalaciones y la gestión de contingencias como lo estipula el numeral 1.3.1 de la Norma Técnica de Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. ‐ Medición, mejoramiento de puesta a tierra en las instalaciones eléctricas de San Francisco y Mollepata e instalación de pararrayos L‐6602 (Cobriza I – Cobriza II) y L‐6061 (Cobriza II – Machahuay).

35 Electrocentro SE0074 (San Francisco)

36 Electrocentro SE0161 (Ayacucho Rural)

37 Electrocentro SE0222 (Huanta Ciudad)

38 Electrocentro SE0223 (Huanta Rural)

39 Electrocentro SE0060 (Ayacucho)



críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas


40 Electrocentro SE0162 (Huánuco Rural 2) Descarga atmosférica

Problemática en los sistemas de transmisión Vizcarra ‐ Huallanca Nueva ‐ La Unión debido principalmente a descargas atmosféricas produciendo una excedencia de tolerancia de la indisponibilidad de 557% de la línea L‐6067 Huallanca Nueva – La Unión.

‐ Instalación de un transformador en 138/23/10kV de 30 MVA y celdas conexas, prevista para el año 2017 en la SET de Huánuco.

Plan de transmisión a largo plazo 2015‐2024: ‐ Proyecto Enlace 500 kV Nueva Yanango ‐ Nueva Huánuco, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas. Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: ‐ Proyecto Enlace 220 kV Tingo María – Aguaytía, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas (segunda terna), sustentado bajo el criterio N‐1.

Proyecto año 2017: ‐ Instalación, mejoramiento y ampliación de electrificación rural para las provincias de Puerto Inca (distrito de Tournavista), Dos de Mayo (distrito de Chuquis), Yarowilca (distrito de Jacas Chico), Lauricocha (distrito de Jivia), Huacaybamba (distrito de Pinra), Yarowilca (distrito de Aparicio Pomares), Dos de Mayo (distrito de Shunqui), Dos de Mayo (distrito de Chuquis) y Dos de Mayo (distrito de Yanas). ‐ Instalación de servicio de energía eléctrica mediante sistema convencional a diversas localidades de las provincias de Puerto Inca (distrito de Honoria) y Leoncio Prado (distrito de Luyando). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Huánuco. Proyecto año 2018: ‐ Ampliación del servicio de energía eléctrica mediante sistema convencional en diversas localidades en la provincia de Huacaybamba, distrito de Huacaybamba. ‐ Proyectos en etapas VIII (Huánuco eje dos de mayo) y etapas V‐VII (Pozuzo Palcazu). ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Huánuco.

Otras alternativas propuestas: ‐ Mantenimiento a los equipos de patio de llaves en la SET Huánuco. ‐ Medición, mejoramiento de puesta a tierra en las instalaciones eléctricas en la instalación de pararrayos L‐6067 (Huallanca Nueva – La Unión). ‐ INVERSIÓN PRIVADA, implementación de nueva subestación para la evacuación en primera etapa 20 MW, al final 80 MW. SE Huaricashash año 2017.

41 Electrocentro SE0080 (Pozuzo) Descargas atmosféricas

Problemática en el sistema de transmisión Pichanaki – Oxapampa ‐ Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez considerado crítico por ser sistema radial, el cual presenta las siguientes causa: ‐ Descargas atmosféricas en la línea L‐6084

Villa Rica – Pichanaki. ‐ Caída de árbol en la línea L‐6080 Oxapampa

‐ Villa Rica. ‐ Descargas atmosféricas en la línea L‐6082

Villa Rica ‐ Puerto Bermúdez.

‐ Línea de Transmisión Oxapampa ‐ Pozuzo de 65 km en 60 kV Torres de acero ‐ Simple terna ‐ Selva ‐ 1 Cable de guarda de acero galvanizado 5/16" EHS‐AAAC 120 mm2, prevista para el año 2018. ‐ Nueva Subestación Pozuzo Transformador

Proyecto año 2017: ‐ Mejoramiento y ampliación del servicio de energía eléctrica de diversas localidades en las provincias de Pasco (distritos de Vicco, Ticlacayán y Ninacaca) y Oxapampa (distritos de Puerto Bermudez y Constitución). ‐ Ampliación del servicio eléctrico rural de las localidades de las Cuencas Santa Cruz‐Chontabamba

Plan de Mejora de Electrocentro: ‐ Inspecciones frecuentes y limpieza de franja de servidumbre. ‐ Instalación de pararrayos de línea. ‐ Medición y mantenimiento de PAT 4 veces al año. ‐ Instalación de señalizadores de fallas con comunicación a centro de control. ‐ Implementación de bahía en 138 kV para contingencia en SE Yaupi. ‐ Implementación de segundo transformador en 138/13.8 kV en SE Yaupi.



críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas


42 Electrocentro SE0067 (Pichanaki)

220/33/10 kV‐5 MVA (instalado al exterior ‐ selva), prevista para el año 2018. ‐ Nueva SET Satipo 220/138/60 kV – 50 MVA y celdas conexas, prevista para el año 2020. ‐ Línea de transmisión en 220 kV Runatullo – Satipo y celdas conexas, prevista para el año 2020.

y San José, del distrito de Pozuzo, provincia de Oxapampa – Pasco. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Pasco. Proyecto año 2018: ‐ Ampliación del sistema eléctrico rural de las localidades del distrito de Puerto Bermudez, provincia de Oxapampa – Pasco. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Pasco.

‐ Limpieza frecuente del aislamiento de SET´s. ‐ Climatización urgente de salas de control de Subestaciones de Selva Central. Otras alternativas propuestas: ‐ Reducir las interrupciones por caída de árbol en los tramos en 33 kV Puerto Bermúdez ‐ Constitución y Constitución ‐ Puerto Mayro, incrementando el mantenimiento de la faja de servidumbre. ‐ Instalación de pararrayos en la línea L‐6082 Villa Rica – Puerto Bermúdez de alta tasa de falla por descargas atmosféricas. ‐ Instalación de pararrayos en la línea L‐6080 Oxapampa ‐ Villa Rica y L‐6084 Villa Rica ‐ Pichanaki de alta tasa de falla por descargas atmosféricas. ‐ Incrementar el mantenimiento preventivo en la faja de servidumbre de las líneas L‐6080, L‐6084 y L‐6086.

43 Electrocentro SE0073 (Chalhuamayo ‐ Satipo)

44 Electronoroeste SE1084 (Corrales) Inundaciones

Problemática en los sistemas de transmisión Talara ‐ Zorritos – Machala y Zorritos ‐ Tumbes ‐ Puerto Pizarro – Zarumilla, debido principalmente a las causas: ‐ Descargas atmosféricas produciendo

excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 46% en la línea L‐2249 Talara Zorritos.

‐ Causa por aisladores, ferretería o accesorios de celdas del transformador T33‐261 Zorritos, el cual se encuentra a punto de sobrecargarse con 98.2%.

‐ Línea en 60 kV nueva Zorritos – Tumbes de 24 km. ‐ Celda de línea SET AT/MT Tumbes. Previsto para el año 2017. ‐ Celda de línea MAT/AT Nueva Zorritos. Previsto para el año 2017.

‐ Transformador adicional de 60/23/10 kV de 30 MVA, a instalarse en la SET Tumbes, esto a fin de cubrir la demanda proyectada en 23 kV de la zona de Tumbes; incluye celdas de transformador conexas y banco capacitivo de 10 kV, 4x1, 2 MVAR. Previsto para el año 2017. ‐ Transformador de 220/60/23 kV de 50/60 MVA, a instalarse en la SET Zorritos; incluye celdas de transformador conexas. Previsto para el año 2017.

Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: ‐ Proyecto Enlace 220 kV Pariñas ‐ Tumbes, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas (segunda terna), sustentado bajo el criterio N‐1 de la Norma.

Proyecto año 2017: ‐ Instalación de un sistema de electrificación rural para el A.A.H.H. La Victoria cruce Puerto Pizarro, distrito de Tumbes provincia de Tumbes. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Tumbes.

Mejora de Electronoroeste en las líneas y transformadores Zorritos – Tumbes ‐ Puerto Pizarro ‐ Zarumilla: ‐ Construcción de “by pass” para cruce de río y reforzamiento de bases de estructuras de madera. Incluye pago de servidumbre. ‐ Cambio de 406 aisladores poliméricos de un total de 800, deteriorados por efecto de radiación UV. Otras alternativas propuestas: ‐ Concretar planes de acción que mantengan las estructuras de la línea L‐6666 (Charán ‐ Zorritos) y la SET Charán (C.T. Tumbes) estables en épocas de avenida (Fenómeno del niño). ‐ Reubicación de tramos de media tensión afectación de inundaciones. ‐ Efectuar trabajos en caliente para evitar cortes de servicio, así como mejorar los tiempos ante reforzamientos de redes propias. Línea Nueva Zorritos ‐ Tumbes.

45 Electronoroeste SE2084 (Zarumilla) Otras causas

46 Electronoroeste SE1165 (Zorritos) Inundaciones

47 Electrosur SE0115 (Tarata) Fuertes vientos

Problemática en el sistemas de transmisión Los Héroes ‐ Tomasiri ‐ Aricota 2 ‐ Aricota 1 ‐ Sarita, debido principalmente a las causas:

‐ Instalación de un transformador en 33/10kV de 2MVA en la SET El Ayro, en reemplazo del existente

Proyecto año 2017: ‐ Ampliación y mejoramiento del servicio de electrificación rural del

Plan de Mejora de Electrosur: ‐ Retemplado de conductores en vanos mayores a 200 m. ‐ Separación entre fases en diferentes armados.



críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas


‐ Por Neblina produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 75% en la línea L‐6620 Aricota 2 ‐ Tomasiri.

‐ Transformador TR1 Los Héroes a punto de sobrecargarse con 98.7%.

de 33/10kV de 0.8MVA. Previsto para el año 2019.

distrito de Héroes Albarracín Chucatamani – Tarata – Tacna. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Tacna.

‐ Mantenimiento de puestas a tierra. Otras alternativas propuestas: ‐ Realizar un mantenimiento periódico y correctivo a las SET Sarita y SET El Ayro además prever realizar una medición y prueba del sistema de protección. ‐ Implementar estudios de coordinación de aislamiento en tramos de alto nivel Isoceraunico en las líneas L‐3331, L‐3332, L‐3333 y L‐3334. ‐ Mantenimiento periódico de aisladores en la línea L‐6620 Aricota 2 – Tomasiri, debido a causas por neblinas.

48 Hidrandina SE0169 (Casma Rural)

Caída conductor de red

Problemática en el sistema de transmisión críticos Chimbote Sur ‐ Nepeña ‐ Casma ‐ San Jacinto debido principalmente a causa por desprendimiento de conductor produciendo una excedencia de tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐1113 S.E. Nepeña ‐ S.E. Casma con 300% y 174% respectivamente.

‐ Nueva SET Chimbote Nueva 138/23/10 kV de 40 MVA, con el propósito de transferir la carga de las SET’s Chimbote Sur y Trapecio, prevista para el año 2019. ‐ Transformador en 138/ 13.8 kV rotado de la SET Trapecio a la SET San Jacinto, prevista para el año 2017.

Plan de transmisión a largo plazo 2015‐2024: ‐ Proyecto repotenciación a 1000 MVA de línea de transmisión Carabayllo – Chimbote – Trujillo en 500 kV.

Proyecto año 2018: ‐ Ampliación del sistema eléctrico rural de los centros poblados del Valle San Rafael y Sechin, distrito de Casma, provincia de Casma. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ancash.

Plan de Mejora de Hidrandina: ‐ Cambio de ferretería, cambios de segmento de conductores y retenidas deterioradas durante los cortes por mantenimiento preventivos, en la línea L‐1113 Nepeña – Casma previsto para octubre de 2017. Otras alternativas propuestas: ‐ Optimizar el tiempo de ejecución de los trabajos de mantenimiento preventivo en la línea de transmisión L‐1112 y L‐1113. ‐ Mantenimiento predictivo, para evaluar los deficiencias existentes en el trayecto de la L.T. L‐1113, debido a caídas de conductores, debido a falta de mantenimiento y falta de limpieza de faja de servidumbre.

49 Hidrandina SE1119 (Casma)

50 Hidrandina SE0168 (Trujillo Rural) Caída conductor de red

Problemática en el sistemas de transmisión Trujillo Norte ‐ Santiago de Cao ‐ Motil, debido principalmente a las causas: ‐ Actos vandálicos produciendo excedencia de

la tolerancia de indisponibilidad de 5% de la línea L‐1115 Trujillo Norte ‐ S.E. Motil.

‐ Falla relé produciendo excedencia de indisponibilidad de 35% del transformador TP‐3023 Otuzco.

‐ Colapso de soporte o estructura produciendo excedencia a la tasa de falla de 200% del transformador TP 3010 Otuzco.

‐ Línea de transmisión en 60 kV Santiago de Cao – Malabrigo de 41.4 km. Prevista para el año 2017. ‐ Nueva SET Malabrigo en 138/23/10 kV de 30 MVA, en la SET Malabrigo. Prevista para el año 2017. ‐ Celdas de línea en 138 kV a Trujillo Norte y Malabrigo (SET Santiago de Cao). Prevista para el año 2017. ‐ Banco capacitivo en 10 kV de 2x1.2 MVAR (SET Casagrande). Prevista para el año 2017. ‐ Celda de línea en 33 kV, celdas de transformador en 33 kV y 10 kV (SET Casagrande 2). Prevista para el año 2017. ‐ Línea de transmisión en 138 kV Trujillo Norte – Trujillo Nor Oeste de 6 km prevista para el año 2018. ‐ Banco capacitivo en 33 kV de1.2 MVAR en la SET Florida, prevista para el

Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: ‐ Proyecto Enlace 500 kV Nueva Huánuco ‐ Tocache ‐ Celendín ‐ Trujillo, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas.

Plan de Mejora de Hidrandina: ‐ Rehabilitación parcial tramo E50 a E121 de la Línea de Transmisión L‐1115/138 kV SET Trujillo Norte – Motil incluye variantes entre el Tramo desde E31 a E116 por observación del Instituto Nacional de Cultura. En proceso de concurso de precios para elaboración de Estudio. Setiembre de 2018. Otras alternativas propuestas: ‐ Realizar estudios de operatividad de relés protección de la SET’s Trujillo Rural, Paiján Malabrigo, Quiruvilca y Otuzco‐Motil‐La Florida. ‐ Limpieza de faja de servidumbre en la línea Otuzco ‐ Charat. ‐ Realizar inspección visual y limpieza a la cadena de aisladores de las líneas L‐307(Santiago de Cao – Casa Grande 1) y L‐308 (Santiago de Cao – Casa Grande 1). ‐ Implementar programas RCM (Mantenimiento Centrado en Confiabilidad) en las SET (Santiago de Cao), SET (Casa Grande 1) y SET (Malabrigo). ‐ Medición y mejoramiento de la resistencia del PAT de la línea L‐393 (Motil‐Shorey). ‐ Implementación o mejora del estudio de coordinación de aislamiento de la línea L‐393 (Motil‐Shorey). ‐ Realizar de forma periódica inspección visual a la cadena de aisladores efectuando la limpieza y el

51 Hidrandina SE3122 (Paiján‐Malabrigo) Falla de equipo


Falla de equipo

53 Hidrandina SE4122 (Quiruvilca) Bajo nivel de aislamiento


Ajuste inadecuado de protecciones



críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas


año 2020. ‐ Banco capacitivo en 33kV de 1.2 MVAR en la SET Otuzco, prevista para el año 2020. ‐ Transformador en 138/33/23 kV de 25/25/25 MVA y celdas asociadas para la SET Motil.

reemplazo de ser necesario en los aisladores defectuosos en las líneas L‐313 (Motil‐La Florida) y L‐314 (La Florida‐Otuzco). ‐ Inspección continua y apoyo de la PNP en la línea L‐1115 Trujillo Norte – Motil con el fin de evitar hurto de conductores y/o actos vandálicos.

55 Hidrandina SE0127 (Pomabamba)


Problemática en los sistemas de transmisión Kiman Ayllu ‐ La Pampa ‐ Pallasca debido principalmente a quema de maleza produciendo una excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 601% de la L‐6682 Kiman Ayllu – La Pampa.

Proyecto año 2017: ‐ Instalación del sistema de electrificación Rural en las localidades de Pajash, Huampocruz, Tambillos, Shingua, Cotocancha y Alpamay, distrito de Pomabamba, provincia de Pomabamba – Ancash. ‐ Ampliación del sistema de electrificación rural de los Caserios de Machcacolca, Tayapucro, Ranquish, Ragrajpampa, provincia de Pomabamba – Ancash. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de Ancash.

Propuesta de Plan de Mejora 2017 de Hidrandina: ‐ Desmonte de torre metálica inoperativa en estructura E29 de la línea de transmisión L‐6689 Sihuas – Pomabamba. ‐ Instalación de pararrayos, contadores de descargas e instalación de pozos a tierra y sistema de anillado en estructuras con mayor incidencia de descargas y mantenimiento de los sistemas de puestas a tierra en las líneas de transmisión L‐1132 (SE Kiman Ayllu – SE Sihuas), L‐6689 (SE Sihuas – SE Pomabamba) y L‐6693 (SE Pomabamba – SE Huari). Otras alternativas propuestas a mediano y largo plazo: ‐ Enlace de 8 km en 66 kV desde la futura C.H. Chacas (Proyecto Central Centauro I y III) hacia la S.E. Derivación de la Línea Pomabamba‐Huari en Configuración “PI”. ‐ Culminación del por un Proyecto Central Centauro I y III que incluye la construcción de una línea de transmisión desde la S.E. Carhuaz hacia la S.E Chacas de 44 km en 66 kV. ‐ Línea de transmisión Antamina – Huari en 66 kV de 35 km aproximadamente, este proyecto permitirá el abastecimiento a largo plazo del sistema de trasmisión Sihuas ‐ Pomabamba – Huari con una fuente adicional desde el SEIN. ‐ Implementación de Generación Distribuida.

56 Hidrandina SE2124 (Sihuas)

57 Hidrandina SE0132 (Tayabamba)

58 Hidrandina SE0126 (Huari)

59 Hidrandina SE0121 (Huarmey) Caída conductor de red

Problemática en el sistemas de transmisión Paramonga Nueva – 9 de Octubre – Huarmey, debido principalmente a las causas: ‐ Desprendimiento de conductor produciendo

excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 84% de la línea L‐6655 Paramonga Nueva – 9 de Octubre.

‐ Transformador a punto de sobrecargarse con 98% T18 T18‐261 Paramonga Nueva.

‐ Nueva SET Huarmey en 220/60 kV y celdas conexas (incluye tramos de línea en 220 kV para su interconexión). Prevista para el año 2018.

Plan de Mejora de Hidrandina: ‐ Rehabilitación de Línea de Transmisión simple terna en 66 kV S.E. Paramonga Nueva ‐ S.E. 09 de Octubre ‐ SE Huarmey L‐6655, L‐6671, por otra Línea 66 kV simple terna, de 85 km de longitud por deterioro de conductores y componentes. API P3‐090. En proceso de concurso de precios para elaboración de Estudio. Otras alternativas propuestas: ‐ Mantenimiento predictivo, para evaluar los deficiencias existentes en el trayecto de las líneas de transmisión L‐6655 y L‐6671, debido a caídas de conductores y falta de mantenimiento.



críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas




Problemática en el sistemas de transmisión Caraz ‐ Carhuaz ‐ Huaraz ‐ Ticapampa, debido principalmente a las causas: ‐ Caída de árbol produciendo excedencia de la

tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de la línea L‐6681 Picup ‐ Ticapampa con 51% y 38%, respectivamente.

‐ Descargas atmosféricas produciendo excedencia de la tasa del falla de 200% del transformador TP 6013 Ticapampa.

‐ Implementación de una nueva línea Huaraz Sur ‐ Ticapampa en 66 kV. ‐ Ampliación de capacidad de la S.E. Ticapampa con instalación de Transformador 60/23/10 kV de 30 MVA. POC julio de 2017.

Otras alternativas propuestas:

‐ Reducir las interrupciones por caída de árbol en la línea L‐6681 Picup ‐ Ticapampa, incrementando el mantenimiento de la faja de servidumbre. ‐ Instalación de pararrayos en la SET TP 6013 Ticapampa por descargas atmosféricas.

61 Hidrandina SE0125 (Ticapampa)



Problemática en el sistemas de transmisión Guadalupe ‐ Chepén ‐ Pacasmayo ‐ Gallito Ciego ‐ Cajamarca ‐ Celendín – San Marcos ‐ Cajabamba ‐ Cajamarca Norte ‐ La Pajuela, debido principalmente a las causas: ‐ Actos vandálicos produciendo excedencia de

la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad de las líneas L‐6645 Guadalupe – Chepén (175%; 426%) y L‐6653 Guadalupe 1 – Pacasmayo (25%; 109%).

‐ Equipo, materiales y accesorio produciendo excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 156% de la línea L‐6045 Gallito Ciego – Cajamarca.

‐ Equipo, materiales y accesorio produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 400% del trasformador TP 6019 ‐162266 Cajamarca y con una cargabilidad del 98%.

‐ Contacto de árbol produciendo excedencia de la tolerancia de indisponibilidad de 353% de la línea L‐6046 Cajamarca Norte ‐ Cajamarca y con una cargabilidad de 99%.

‐ Nueva línea de transmisión y Celdas en SET Cajamarca Norte – SET Cajamarca en 60kV. Con derivación a la SET Moyococha. Previsto año 2018. ‐ LT 60 kV, La Ramada ‐ Huamachuco, 17 km. Año 2018. ‐ Celda de línea transformador de 60 kV y celda de transformador de 23 kV en la SET Huamachuco, previsto para el año 2018.

Plan de transmisión a largo plazo 2017‐2026: ‐ Línea de transmisión en 220 kV Cajamarca – Cáclic – Moyobamba. ‐ Línea de transmisión en 500 kV Celendín ‐ Trujillo. ‐ Línea de transmisión en 220 kV (doble terna) Cajamarca – Celendín. ‐ Línea de transmisión en 500 kV Tocache – Celendín. ‐ Subestaciones en 500 kV Tocache y 500/200 kV Celendín.

Proyecto año 2017: ‐ Proyecto en V y VI etapa de la S.E.R. Huamachuco, provincia de Sanchez Carrión, distritos de Huamachuco, Sanagoran, Curgos, Chugay y Sarin. ‐ Instalación, mejoramiento y ampliación del sistema de electrificación rural a diversas localidades en las provincias de Chota, Cutervo, Hualgayoc, Santa Cruz, Cajabamba, Contumaza y San Pablo en el departamento de Cajamarca. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de La Libertad y Cajamarca. Proyecto año 2018: ‐ Afianzamiento y ampliaciones de los sistemas eléctricos rurales de Huamachuco y Sitabamba en los distritos de Chugay, Sitabamba, Huamachuco, Sanagoran y Sarin. ‐ Línea de transmisión en 60 kV Cajabamba‐Huamachuco y subestaciones. ‐ Instalación del sistema eléctrico rural de los Caserios San Pablo Alto, La Morcilla Baja, La Morcilla Alta y El Progreso, distrito de Jesús Cajamarca.

Otras alternativas propuestas: ‐ Mantenimientos de puesta a tierra, instalación de pararrayos de línea en L‐6045, L‐6044, 6049 y L‐6046. ‐ Se sugiere utilizar modelamientos y simulaciones de transitorios electromagnéticos, en donde la determinación de la ubicación efectiva de un pararrayo es dependiente del análisis de tensiones provocadas por descargas atmosféricas en la línea de transmisión. ‐ Estudios de operatividad de relés de protección con el fin de evitar actuaciones indebidas dejando sin servicio eléctrico a los usuarios finales.

63 Hidrandina SE0118 (Cajamarca)

64 Hidrandina SE0230 (Cajamarca Rural)

65 Hidrandina SE0128 (Celendín)

66 Hidrandina SE1230 (Cajabamba)



críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas


67 Hidrandina SE2230 (Huamachuco)

‐ Instalación del sistema eléctrico rural distrito de Cachachi – Cajabamba – Cajamarca. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de La Libertad y Cajamarca.

68 Seal SE0144 (Ocoña)

Bajo nivel de aislamiento

Problemática en los sistemas de transmisión Majes ‐ Chuquibamba – Corire y Mollendo – Repartición ‐ Majes, debido principalmente a las causas: ‐ Equipo, materiales y accesorio produciendo

excedencia de la tolerancia de tasa de indisponibilidad de 134% de la línea L‐6550 Majes‐Chuquibamba.

‐ Desprendimiento de conductor produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 100% del transformador T15‐61 Corire.

‐ Falla de pararrayo produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla e indisponibilidad del transformador T16‐62 Chuquibamba 100% y 52%, respectivamente.

‐ Arco eléctrico produciendo excedencia de tolerancia de indisponibilidad de 53% de la línea L‐1031 Repartición‐Majes.

‐ Equipo, materiales y accesorio produciendo excedencia de la tolerancia de tasa de falla de 500% del transformador T26‐121 Repartición y con una cargabilidad de 99.6%.

Línea 138 kV Camaná ‐ Ocoña y SET Ocoña, remodelación celdas 138 kV SET Camaná. Con estudio definitivo, en saneamiento de servidumbre

‐ Renovación de elementos de transmisión que hayan cumplido su vida útil de 30 años, en referencia a la línea de transmisión de 33kV Base Islay – Matarani. ‐ Celdas 23 kV en SET Repartición SET Repartición 2017.

Plan de transmisión a largo plazo 2013‐2022: ‐ Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya.

Proyecto año 2017: ‐ Mejoramiento de las instalaciones eléctricas de las localidades del distrito de Chaparra, provincia de Caravelí – Arequipa. ‐ Línea de subtransmisión en 33 kV Cerro de Arena – Ático y subestaciones, provincia de Camaná, Caravelí. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de La Arequipa. Proyecto año 2018: ‐ Instalación del servicio eléctrico en los sectores de Characta, Socso y Sonay, distrito de Nicolas de Pierola, Camaná, Arequipa. ‐ Programa masivo de sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) en diversas localidades de La Arequipa.

Propuesta de Plan de Mejora 2017 de SEAL: ‐ Implementación de una PI en el nivel de 60 kV en la SET Corire 60/13.2 kV, el cual permitirá tener mayor selectividad de protecciones y operatividad en la L.T. Majes‐Corire‐Chuquibamba, que pasaría a ser L.T. Majes‐Corire y L.T. Corire‐Chuquibamba. LT Repartición ‐ Majes ‐ Instalación de zócalos anti‐inflamables de protección en las estructuras de madera que se encuentran en zonas cercanas a vegetación. ‐ Mantenimiento, mejoramiento y cambio de Puestas a Tierra. LT Majes – Corire ‐ Chuquibamba ‐ Mantenimiento, mejoramiento y cambio de Puestas a Tierra. ‐ Imposición de servidumbre de la línea L‐6550 Majes – Corire ‐ Chuquibamba. LT Base Islay ‐ Mollendo ‐ Reforzamiento de la línea L‐3031 cambiando el conductor de aluminio de 70 mm2 a 120 mm2 engrasado. ‐ Cambio de estructuras de anclaje en mal estado. ‐ Mantenimiento, mejoramiento y cambio de Puestas a Tierra. LT Base Islay – Matarani – Agua Lima ‐ Reforzamiento de la línea L‐3035 cambiando el conductor de aluminio de 70 mm2 a 120 mm2 engrasado. ‐ Cambio de estructuras de anclaje en mal estado. ‐ Mantenimiento, mejoramiento y cambio de Puestas a Tierra. S.E. Base Islay ‐ Cambio de seccionador patrón horizontal de la barra en 33kV. ‐ Habilitación de una nueva salida en 10 kV del transformador de potencia de la SET Base Islay. ‐ Adquisición y montaje de celdas GIS en 33kV para patrón 33kV, salida Base Islay‐Mollendo, Base Islay‐Matarani, Base Islay‐Mejía. S.E. Agua Lima ‐ Montaje de recloser patrón en 33kV. S.E. Chucarapi ‐ Montaje de recloser patrón en 10kV S.E. Mollendo ‐ Cambio de power fuse por seccionadores de potencia.

69 Seal SE0141 (Chuquibamba)

70 Seal SE0138 (Camaná)

71 Seal SE0145 (Caravelí)

72 Seal SE0252 (Valle de Majes)

73 Seal SE0249 (Islay)

74 Seal SE0250 (Majes‐Siguas) Fuertes vientos



críticos 2017


eléctricos







Otras Propuestas


75 Seal SE0248 (Bella Unión‐Chala) Bajo nivel de aislamiento

Problemática en el sistema de transmisión Marcona – Jahuay ‐ Bella Unión considerado crítico por ser sistema radial, el cual presenta causas principalmente por bajo nivel de aislamiento en la línea L‐6672 Marcona – Bella Unión.

Línea Bella Unión – Chala en 60 kV de 85 km y SET Chala. En ejecución de obra.

Plan de transmisión a largo plazo 2013‐2022: ‐ Línea de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya.

Otras alternativas propuestas: ‐ Realizar inspección y mantenimiento periódico a la línea L‐6672 centralizado en la cadena de aisladores, pararrayos, aisladores poliméricos o porcelana y buscar el nivel de aislamiento óptimo para el sistema, considerar el reemplazo de ser necesario. Plan de Mejora de SEAL: ‐ L.T. Marcona ‐ Bella Unión: Instalación de cobertores aislantes en las estructuras donde se han encontrado aves que provocan los eventos transitorios y acercamiento de conductores por presencia de aves.

Informe Técnico Nº DSE CT 14 2017...Chulucanas ‐ Morropón ‐ Loma Larga REP T15‐261 Piura...

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