RX003. Periodo

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Periodo - 2015

RX003

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ÍNDICE GENERAL

1. ANTECEDENTES ... 6

1.1. RESEÑA HISTÓRICA ... 7

1.2. OBJETIVO DEL ESTUDIO ... 9

1.3. BASE LEGAL ... 10

1.4. ALCANCES ... 11

2. DIAGNÓSTICO GENERAL DEL SISTEMA ... 13

2.1. DESCRIPCIÓN DEL ÁREA GEOGRÁFICA Y SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA ... 13

2.1.1. DESCRIPCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ... 14

2.1.2. DESCRIPCIÓN DE SUBESTACIONES ... 17

2.1.3. DESCRIPCIÓN DE CENTRO DE CONTROL ... 26

2.1.4. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES. ... 29

2.1.5. DIAGRAMA UNIFILAR ... 31

2.2. PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO ... 31

2.2.1. DESCRIPCIÓN DE TIPOS DE MANTENIMIENTO PROPUESTOS31 2.2.2. PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO EJECUTADOS PARA EL PERIODO 2014. ... 33

2.2.3. EMPRESAS PARA EL MANTENIMIENTO DE EQUIPOS. ... 35

2.3. ANÁLISIS DE FALLAS EN EL SISTEMA ... 38

2.4. ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ... 44

2.4.1. DATOS UTILIZADOS ... 44

2.4.2. ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ... 44

2.4.3. RELACIÓN DE COMPONENTES OBSERVADOS ... 45

2.4.4. DIAGRAMAS DE FLUJO DE POTENCIA ... 45

3. INFRAESTRUCTURA Y RECURSOS PARA ATENDER CONTINGENCIAS .. 49

3.1. EQUIPOS Y REPUESTOS DE RESERVA ... 49

3.1.1. MATERIALES Y REPUESTOS EXISTENTES PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ... 49

3.1.2. EQUIPOS DE RESERVA EXISTENTES PARA SUBESTACIONES51 3.1.3. REPUESTOS EXISTENTES PARA SUBESTACIONES ... 52

3.1.4. RELACIÓN DE HERRAMIENTAS ESPECIALES ... 52

3.1.5. PROCEDIMIENTO PARA REPOCISIÓN DE REPUESTOS Y COMPONENTES ... 54

3.1.6. UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS DE RESERVA, MATERIALES Y REPUESTOS ... 54

3.1.7. FACILIDADES Y/O DIFICULTADES DE ACCESOS PARA TRASLADO, DESDE S.E. SOCABAYA A OTRAS SUBESTACIONES. ... 54

3.1.8. TIEMPOS ESTIMADOS PARA TRASLADO DESDE S.E. SOCABAYA A LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y FACILIDAD ACCESOS ... 56

3.2. CAPACIDAD OPERATIVA DE LOS GRUPOS HUMANOS ... 60

3.2.1. ORGANIZACIÓN DEL PERSONAL DISPONIBLE ... 60

3.2.2. RELACION DE PERSONAL DE SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISIÓN ... 60

3.2.3. FACILIDADES PARA LA PROTECCIÓN PERSONAL ... 61

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3.3. SISTEMA LOGÍSTICO ... 62

3.3.1. DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCEDIMIENTO DE ADQUISICIONES ... 62

3.3.2. UNIDADES DE TRANSPORTE DE PERSONAL Y MATERIALES 65 3.3.3. VÍAS DE ACCESOS A LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES ... 66

3.3.4. RESTRICCIONES EN LAS VÍAS DE ACCESO ... 67

3.3.5. EXISTENCIA DE VIAS ALTERNAS ... 67

3.3.6. MEDIOS DE COMUNICACIÓN DISPONIBLES ... 67

3.3.7. ACUERDOS Y O CONVENIOS CON OTRAS EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO ... 67

4. EVALUACIÓN DE RIESGOS ... 68

4.1. RIESGOS EN CONDUCTORES Y CABLES DE GUARDA ... 68

4.2. RIESGOS EN ESTRUCTURAS DE SOPORTE ... 69

4.3. RIESGO EN EQUIPOS DE MANIOBRA Y SECCIONAMIENTO, SISTEMAS DE PROTECCIÓN, EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN Y REGULACIÓN EN SUBESTACIONES ... 71

4.4. RIESGO POR ERROR HUMANO ... 73

4.5. RIESGOS POR CONDICIONES GEOGRAFICAS ... 74

4.6. RIESGOS POR DESASTRES NATURALES ... 75

4.7. RIESGOS POR ACCIÓN DE TERCEROS ... 80

4.8. RIESGOS EVALUADOS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ... 82

4.9. RIESGOS EVALUADOS EN SUBESTACIONES ... 98

4.10. METODOLOGIA PARA LA EVALUACIÓN DE RIESGOS ... 106

5. ELEMENTOS CRÍTICOS Y SITUACIONES CRÍTICAS ... 122

5.1. ELEMENTOS CRÍTICOS ... 122

5.2. SITUACIONES CRÍTICAS ... 123

6. PLAN DE ACCIÓN PARA RECUPERAR EL SERVICIO ... 124

6.1. ORGANIZACIÓN PARA LA EJECUCIÓN DEL PLAN DE CONTINGENCIAS OPERATIVO. ... 124

6.2. METODOLOGÍA PARA CONFIRMAR Y CUANTIFICAR LA CONTINGENCIA ... 126

6.3. PLAN DE ACCIÓN ELEMENTOS CRÍTICOS ... 127

6.3.1. TRANSFORMADOR TR-1 / S.E. LOS HÉROES ... 129

6.3.2. AUTOTRANSFORMADOR AT-1 / S.E. PUNO ... 136

6.4. PLAN DE ACCION SITUACIONES CRÍTICAS ... 143

6.4.1. TERREMOTOS- EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN ... 145

6.4.2. TERREMOTOS- EQUIPOS DE PATIO ... 151

6.4.3. TERREMOTOS- LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, CAÍDA DE TORRES ... 155

6.4.4. TERREMOTOS- LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, CAÍDA DE CONDUCTOR ... 158

6.4.5. TERREMOTOS- LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, CAÍDA DE CABLE DE GUARDA ... 161

6.4.6. TERREMOTOS- LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, ACCIÓN DE TERCEROS, ESTRUCTURAS ... 164

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6.5. DIRECTORIO TELEFÓNICO DEL PERSONAL, PROVEEDORES, CONTRATISTAS Y OTROS QUE BRINDARÁN APOYO EN CASO DE

CONTINGENCIA ... 166

7. ADMINISTRACIÓN DEL PLAN DE CONTINGENCIAS ... 180

8. CONCLUSIONES ... 184

9. ANEXOS ……….186

9.1. ANEXO 1: ESQUEMAS GENERALES DE INGENIERÍA DE TELECOMUNICACIÓN / DIAGRAMA UNIFILAR ... 186

9.2. ANEXO 2: MANTENIMIENTO LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ... 186

9.3. ANEXO 3: MANTENIMIENTO SUBESTACIONES ... 186

9.4. ANEXO 4: PROCEDIMIENTO INTERNO RGD01 “ADQUISICIÓN DE BIENES Y SERVICIOS” ... 186

9.5. ANEXO 5: DETALLE FOTOGRÁFICO DE ALMACENES ... 186

9.6. ANEXO 6: ENTRENAMIENTO DE INSTALACIÓN DE TORRETAS DE EMERGENCIA “TORRETA DE ALUMINIO ESTRUCTURAL 6061-T6 Y 6061-T651, MODELO 412 X 412 DE PROPIEDAD CONSORCIO TRANSMANTARO ... 186

9.7. ANEXO 7: ENTRENAMIENTOS EN LA APLICACIÓN DE LA LINEA DE SEGURIDAD PARA TRABAJOS EN ALTURA ... 186

9.8. ANEXO 8: GESTIÓN DE RESIDUOS GENERADOS EN LAS INSTALACIONES ... 186

9.9. ANEXO 9: HOJA DE RESULTADOS ... 186

9.10. ANEXO 10: MEDIDAS PREVENTIVAS………187

9.11. ANEXO 11: PLAN SISTEMA NACIONAL DE GESTIÓN DEL RIESGO DE DESASTRES……….………187

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RELACIÓN DE CUADROS

CUADRO N° 2.1.1-1: CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LAS LÍNEAS DE

TRANSMISIÓN DE REDESUR ... 15

CUADRO N° 2.1.1-2: CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES ... 15

CUADRO N° 2.1.1-3: CARACTERÍSTICAS DE LAS ESTRUCTURAS ... 16

CUADRO N° 2.1.1-4: CARACTERÍSTICAS DE AISLADORES ... 17

CUADRO N° 2.1.1-5: CARACTERÍSTICAS DE CABLES DE GUARDA ... 17

CUADRO N° 2.1.2-1: CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA ... 25

CUADRO N° 2.2.2-1: NIVEL DE CUMPLIMIENTO DE LOS PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN POR AÑO ... 33

CUADRO N° 2.2.2-2: NIVEL DE CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN POR AÑO ... 34

CUADRO N° 2.3-1: INFORMACIÓN DE PRINCIPALES FALLAS OCURRIDAS EN LOS ÚLTIMOS TRES AÑOS ... 39

CUADRO N° 3.1.1-1: RELACIÓN DE ESTRUCTURAS DE REPUESTOS. ... 50

CUADRO N° 3.1.1-2: RELACIÓN DE REPUESTOS DE CONDUCTORES ... 50

CUADRO N° 3.1.1-3: RELACIÓN DE REPUESTOS DE AISLADORES ... 51

CUADRO N° 3.1.2-1: RELACIÓN DE EQUIPOS DE RESERVA DE SUBESTACIONES ... 51

CUADRO N° 3.1.3-1: REPUESTOS PRINCIPALES DE SUBESTACIONES ... 52

CUADRO N° 3.1.7-1: TRASLADO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA ... 55

CUADRO N° 3.1.7-2: TRANSPORTE DE OTROS EQUIPOS Y FERRETERÍA DE SUBESTACIONES ... 55

CUADRO N° 3.1.7-3: FACILIDAD DE ACCESO A SUBESTACIONES ... 56

CUADRO N° 3.1.8-1: TIEMPOS ESTIMADOS PARA TRASLADOS DE PRINCIPALES ELEMENTOS A LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 57 CUADRO N° 3.1.8-2: FACILIDAD DE ACCESO A LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ... 57

CUADRO N° 3.2.2-1: NIVEL DE PREPARACIÓN DEL PERSONAL DE SUBESTACIONES PARA TRABAJOS DE MANTENIMIENTO Y/O CASOS DE EMERGENCIAS ... 60

CUADRO N° 3.3.2-1: RELACIÓN DE VEHÍCULOS PARA MANTENIMIENTO DE LLTT Y SSEE ... 66

CUADRO N° 3.3.2-2: RELACIÓN DE VEHÍCULOS DEL PARQUE AUTOMOTOR REDESUR ... 66

CUADRO N° 4.10-1: RIESGOS OPERACIONALES ... 109

CUADRO N° 4.10-2: RIESGOS NO OPERACIONALES ... 120

CUADRO N° 5.1-1: ELEMENTOS CRÍTICOS ... 122

CUADRO N° 5.2-1: SITUACIONES CRÍTICAS ... 123

CUADRO N° 6.3.1-1: CUADRO Nº 6.3-1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN ... 129

CUADRO N° 6.3.1-1: PLAN DE ACCIÓN DE ELEMENTOS – TRANSFORMADOR TR-1 S.E. LOS HÉROES ... 129

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CUADRO N° 6.3.1-2: PLAN DE ACCIÓN DE ELEMENTOS – FALLA CONMUTADOR TRANSFORMADOR TR-1 S.E. LOS HÉROES ... 132 CUADRO N° 6.3.2-1: CUADRO Nº 6.3.2-1 PLAN DE ACCIÓN DE ELEMENTOS –

AUTOTRANSFORMADOR AT-1 S.E. PUNO ... 136 CUADRO N° 6.3.2-2: PLAN DE ACCIÓN DE ELEMENTOS – FALLA CONMUTADOR

AUTOTRANSFORMADOR AT-1 S.E. PUNO ... 140 CUADRO N° 6.4.1-1: PLAN DE ACCIÓN DE SITUACIÓN CRÍTICA – TERREMOTOS

TRANSFORMADOR TR-1 S.E. LOS HÉROES ... 145 CUADRO N° 6.4.1-2: PLAN DE ACCIÓN DE SITUACIÓN CRÍTICA – TERREMOTOS

AUTORANSFORMADOR AT-1 S.E. PUNO ... 148 CUADRO N° 6.4.2-1: PLAN DE ACCIÓN DE SITUACIÓN CRÍTICA – TERREMOTOS

EQUIPOS DE PATIO ... 151 CUADRO N° 6.4.3-1: PLAN DE ACCIÓN DE SITUACIÓN CRÍTICA – TERREMOTOS

CAÍDA DE TORRES ... 155 CUADRO N° 6.4.4-1: PLAN DE ACCIÓN DE SITUACIÓN CRÍTICA – TERREMOTOS

CAÍDA DE CONDUCTOR ... 158 CUADRO N° 6.4.5-1: PLAN DE ACCIÓN DE SITUACIÓN CRÍTICA – TERREMOTOS

CAÍDA DE CABLE DE GUARDA ... 161 CUADRO N° 6.4.6-1: PLAN DE ACCIÓN DE SITUACIÓN CRÍTICA – ACCIÓN DE

TERCEROS ESTRUCTURAS ... 164 CUADRO N° 7.1-1: DIRECTORIO DE CONTACTOS ... 181

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6

1. ANTECEDENTES

OSINERGMIN en cumplimiento de su función fiscalizadora y como resultado de las inspecciones realizadas a las instalaciones eléctricas de transmisión, tanto en su operación, mantenimiento y seguridad, ha visto la necesidad de contar con una norma que establezca el procedimiento para la supervisión de la Performance de los Sistemas de Transmisión Eléctrica a fin de asegurar la calidad, confiabilidad y seguridad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

En tal sentido, con fecha 6 de marzo de 2006; se publicó la Resolución de Consejo Directivo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía OSINERGMIN Nº 091-2006-OS/CD aprobando el "Procedimiento para supervisión y fiscalización del Performance de los Sistemas de Transmisión", que dentro de sus alcances establece la presentación del Plan de Contingencias por parte de las empresas propietarias de instalaciones de transmisión.

Con fecha 09 de enero del 2013 se publicó la Resolución de Consejo Directivo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía OSINERGMIN Nº 264-2012-OS/CD “Procedimiento para la supervisión de los planes de contingencias operativos en el sector eléctrico”, a través del presente procedimiento se establece los Lineamientos para la elaboración y

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7 presentación de los PCO´s; en los que se establecen los requerimientos, plazos, formas y medios de entrega de la información a OSINERGMIN

El Plan de Contingencias Operativo correspondiente a los sistemas de transmisión, deberá permitir la reducción al mínimo las interrupciones del servicio eléctrico y sus efectos, ante las eventualidades siguientes:

 Desconexiones forzadas o programadas que afecten el servicio de electricidad; o deterioro de cualquier componente de las instalaciones.

 Ante daños causados al sistema de transmisión por causas de fenómenos del niño, fenómeno de la niña, terremotos, huaycos, tsunamis, inundaciones, Tormentas, Accidentes, incendios, sabotajes, conflictos laborales, fallas propias en el Sistema, con pérdida parcial o total del suministro.

Red Eléctrica del Sur S.A., en adelante REDESUR, es la Sociedad Concesionaria para el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y explotación del reforzamiento de los Sistemas Eléctricos de Transmisión del Sur y la prestación del servicio de transmisión eléctrica en el sur del Perú.

Dicha concesión le fue otorgada con la firma del respectivo contrato con el Ministerio de Energía y Minas del Perú en marzo del año 1999.

REDESUR en su búsqueda de la mejora continua en la prestación del servicio de transmisión eléctrica ha implementado un Sistema Integrado de Gestión certificado desde el año 2004 bajo el marco de las Normas ISO 9001:2000, ISO 14001:2004 y OHSAS 18001:2007.

REDESUR, en virtud de su certificación y siguiendo los lineamientos que en su oportunidad alcanzara el OSINERGMIN, ha realizado la actualización del presente Plan de Contingencias Operativo 2014.

1.1. RESEÑA HISTÓRICA

Desde su entrada en servicio, el Sistema Eléctrico de Transmisión de REDESUR, ha afrontado una contingencia importante generada por la

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8 naturaleza, nos referimos al terremoto ocurrido en el mes de junio del 2001 que comprometió a los departamentos de Moquegua, Tacna, Arequipa y Puno, afectando las instalaciones de la Subestación Moquegua, básicamente originando el deterioro de todo el equipamiento de medición y de maniobras en 220 kV de la celdas de las líneas:

 L.T. Socabaya-Moquegua;

 L.T. Moquegua-Puno;

 L.T. Moquegua-Tacna;

 Celda de Acoplamiento de barras en 220 kV;

A su vez originó el desplazamiento vertical hacia la superficie de las fundaciones de varias estructuras de la línea LT Socabaya – Moquegua.

Así mismo, este movimiento sísmico afectó instalaciones de otras empresas (ENERSUR y REP), ubicados en la misma subestación Moquegua, provocando:

 El desplazamiento del transformador de potencia 220/138 kV, (ENERSUR);

 Deterioro del equipamiento electromecánico, de medición y maniobras en los niveles de 220 y 138 kV de propiedad de ENERSUR y REP.

Esta contingencia también afectó la operación normal de la central térmica de Ilo 2 de propiedad de ENERSUR.

De este hecho se desprende el interés de REDESUR por contar con un plan de acción ante este tipo de contingencias.

En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante SEIN), se han presentado otros eventos de consideración, eventos que han originado desconexiones prolongadas, las mismas que han motivado al OSINERGMIN y a las empresas eléctricas de transmisión a tomar las previsiones necesarias ante la posibilidad de volver a presentarse.

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9 Como eventos y acontecimientos de mayor relevancia que se han presentado en el SEIN, podemos citar los siguientes:

Uno de los últimos eventos, que afectó a los usuarios de distribución en la Unidad de Negocio Huancavelica de la Empresa Concesionaria de Distribución ELECTROCENTRO, y empresas mineras del sector. El evento se produjo el domingo 26/06/05 a las 16:11 horas, en la Subestación Friaspata de propiedad de REP, con el deterioro del Bushing fase T del transformador de potencia T9-261 de la ciudad de Huancavelica, interrumpiéndose por dos días consecutivos el suministro de energía eléctrica a la ciudad de Huancavelica y provincias de Angares, Acobamba, Congalla, Castrovirreyna.

Recuperándose provisionalmente el suministro de energía eléctrica, a través del empleo de grupos electrógenos de las empresas ELECTROCENTRO y REP.

El evento ocurrido en Junio del 2001, en la Central Hidroeléctrica de Huallanca, donde por fenómeno de la naturaleza las líneas en 138 y 60 KV se aproximaron ocasionando una descarga eléctrica entre ellas, cortando uno de los conductores en 60 kV. El conductor cayó al suelo pero no actuaron las protecciones lo cual produjo el incendio del transformador de potencia 138/60 kV y parte de los equipos de protección y medición, incluso se afectó equipos electrodomésticos y de computo en el campamento de la Central, comprometiendo instalaciones pertenecientes a las empresas EGENOR e HIDRANDINA y a usuarios del Callejón de Huaylas y Sihuas.

1.2. OBJETIVO DEL ESTUDIO

El objetivo central del Plan de Contingencias Operativo es prever la reacción oportuna y adecuada ante contingencias imprevistas que provoquen interrupciones, con el fin de garantizar la continuidad del suministro eléctrico.

El objetivo del presente Plan de Contingencia en el sistema de transmisión de REDESUR S.A., es identificar los riesgos potenciales de toda naturaleza y sus probables consecuencias planteando la respuesta inmediata con las soluciones previas de mitigación a fin de reducir al mínimo sus consecuencias

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10 y efectos, evitando afectar a los usuarios más de lo necesario, para ello se plantea:

Antes: Prevención, Mitigación, Preparativos, Capacitación y Alerta.

Durante: Respuesta.

Después : Rehabilitación provisional, reparación definitiva y toma de medidas para evitar la repetición de contingencias similares.

1.3. BASE LEGAL

 Decreto Ley Nº 25844: Ley de Concesiones Eléctricas y modificatorias (LCE).

 Decreto Supremo Nº 009-93-EM: Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y sus modificatorias (RLCE).

 Ley Nº 26734: Ley del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y sus modificatorias.

 Ley Nº 27332: Ley Marco de Organismos Reguladores de la Inversión Privada en Servicios Públicos.

 Ley Nº 27699: Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

 Ley Nº 28832: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

 D.S Nº 054-2001-PCM: Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - Artículo 33º.

 Resolución de Consejo Directivo Nº 205–2009-OS/CD: Reglamento de Supervisión de las Actividades Energéticas y Mineras de OSINERGMIN o la que la sustituya.

 Resolución de Consejo Directivo Nº 028-2003-OS/CD – Escala de Multas y Sanciones de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica.

 Resolución de Consejo Directivo Nº 091-2006-OS/CD: Procedimiento para la supervisión y fiscalización del performance de los sistemas de transmisión.

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11

 Resolución de Consejo Directivo Nº 304-2009-OS/CD: Procedimiento para la supervisión y fiscalización del desempeño de las unidades de generación despachadas por el COES.

 Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN Nº 264-2012-OS/CD Procedimiento para la supervisión de los planes de contingencias operativos en el sector eléctrico.

1.4. ALCANCES

El Plan de Contingencias Operativo del Sistema de Transmisión de REDESUR, presenta los siguientes alcances que ayudarán al logro de los objetivos propuestos:

 Contar con el diagnóstico del estado actual de las instalaciones de transmisión y transformación, evaluando el cumplimiento del mantenimiento preventivo programado comparándolo con lo ejecutado, así como del análisis de las fallas que se hayan presentado en los últimos 3 años;

 Evaluación de la infraestructura de REDESUR, disponible para atender contingencias (equipos y materiales mayores de reserva, repuestos en almacenes, vías de accesos a las instalaciones, alternativas de comunicación y otros);

 Evaluación de riesgos latentes en las instalaciones de transmisión, causado por fenómeno del niño, fenómeno de la niña, terremotos, huaycos, tsunamis, sabotaje, conflictos laborales, fallas propias en el sistema, con pérdida parcial o total del suministro.

 Identificación de elementos y situaciones críticas del sistema de transmisión;

 Elaboración del Plan de Acción para los riesgos y situaciones críticas; y,

 Diseño de la organización para la administración del Plan de Contingencias Operativo.

Se debe considerar que el Plan de Contingencias Operativo, abarca las líneas de transmisión, las instalaciones de transformación (subestaciones) y todo el equipamiento de corte y seccionamiento, los equipos para regulación de

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12 tensión (líneas y subestaciones), los sistemas de medición, protección y control de los equipos, en niveles de tensión de 220 kV, 138 kV y 66 kV.

Las instalaciones de transmisión de REDESUR forman parte del SEIN, y, está compuesta por cuatro (04) líneas de transmisión en 220 KV, que enlazan dos (02) subestaciones de transformación y dos (02) subestaciones de interconexión, que son puntos de entrega y recepción de energía eléctrica, cuyas características técnicas, estado de las instalaciones y accesos a las mismas, se evalúan en los siguientes puntos.

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13

2. DIAGNÓSTICO GENERAL DEL SISTEMA

2.1. DESCRIPCIÓN DEL ÁREA GEOGRÁFICA Y SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

El Sistema de transmisión de REDESUR, diseñado en los niveles de tensión 220kV, 138kV y 66kV, está ubicado en el sur del país, recorriendo los departamentos de Arequipa, Moquegua, Tacna y Puno, desde la costa hacia la sierra, pasando por zonas con diferentes climas y altitudes, alcanzando una altitud máxima de 4 677 m.s.n.m.

El sistema de transmisión de REDESUR, se encuentra conectado al Sistema Interconectado Nacional (SINAC) en 220 kV en la S.E. Socabaya, en 138 kV en la S.E. Puno y en 66kV en la S.E. Los Héroes, permitiendo se interconecten al SINAC las instalaciones de transmisión de ENERSUR, ABENGOA TRANSMISIÓN SUR (ATS) en 220 kV en la S.E. Moquegua, EGESUR, ELECTROSUR, MINSUR, TACNA SOLAR en 66 kV en la S.E. Los Héroes y REP en 138 KV en la S.E. Puno.

El Sistema de transmisión de REDESUR, está conformado por las siguientes instalaciones:

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

 Línea de Transmisión a 220 kV Moquegua – Tacna (L–2029);

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14

 Línea de Transmisión a 220 kV Socabaya – Moquegua (L–2025/2026); y,

 Línea de Transmisión a 220 kV Moquegua – Puno (L–2030).

SUBESTACIONES

 Ampliación S.E. Socabaya 220 kV: Dos celdas de línea L–2025 y L–2026; con configuración de doble barra con interruptor de transferencia. Esta barra es compartida con la empresa Consorcio TRANSMANTARO, la Sociedad Minera Cerro Verde y con las instalaciones de la empresa Transmisora Eléctrica del Sur TESUR.

 Ampliación S.E. Moquegua 220 kV: Cuatro celdas de línea L–2025, L–2026, L–

2029 y L–2030, configuración de doble barra con celda de acoplamiento, barra compartida con ENERSUR y ATS.

 Ampliación S.E. Puno 220 kV: Una celda de línea L–2030 que a su vez es celda de transformación, un autotransformador 220/138/10.5 kV., 120/120/15 MVA – ONAN; Una celda de Transformación en 138 kV, una barra simple de 138 kV y 220 kV, esta última esta libre no conectada a la red de transmisión.

 Ampliación S.E. Los Héroes (Tacna) 220 kV: Una celda de línea L–2029 que a su vez es celda de transformación, un transformador de potencia 220/66/10.5 kV., una celda de transformación en 66 kV, una barra simple de 66kV y 220kV, esta última libre no conectada a la red de transmisión.

2.1.1. DESCRIPCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN LT 220 KV MOQUEGUA – TACNA L–2029

Recorre zonas de sierra y costa con una longitud total aproximada de 124.34 km de los cuales 24.68 km corresponden a sierra y 99.66 km a costa. La altitud de inicio y fin de esta línea es de 1 290 y 645 m.s.n.m.

respectivamente, siendo el punto más alto de su recorrido a 1 425 m.s.n.m; se debe señalar que para fines de cálculo de los costos de mantenimiento, se ha considerado esta línea como costera.

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15 LT 220 KV SOCABAYA – MOQUEGUA L–2025 Y L–2026

Recorre zonas de sierra con una longitud total aproximada de 106.74 km. La altitud de inicio y fin de esta línea es de 2 382 y 1 290 m.s.n.m.

respectivamente, siendo el punto más alto de su recorrido a 3 321 m.s.n.m.

LT 220 KV PUNO – MOQUEGUA L–2030

Recorre zonas de sierra con una longitud total aproximada de 196.62 km. La altitud de inicio y fin de esta línea es de 4 127 y 1 290 m.s.n.m.

respectivamente, siendo el punto más alto de su recorrido a 4 677 m.s.n.m.;

En el Cuadro Nº 2.1.1-1 se resumen las características generales de las Líneas de Transmisión de REDESUR.

Cuadro N° 2.1.1-1: Características Generales de las Líneas de Transmisión de REDESUR

Línea Región Tensión Nominal

Número de ternas

Longitud (km )

Cantidad de Estructuras

Capacidad de Transporte

(MVA)

Año de Puesta en

servicio

L–2029 Costa 220 kV Una 124.34 293 150 2001

L–2025/2026 Sierra 220 kV Dos 106.74 230 150(*) 2000

L–2030 Sierra 220 kV Una 196.62 438 150 2001

(*) Por terna

CONDUCTOR

En el Cuadro Nº 2.1.1-2 se resumen las características técnicas de los conductores utilizados en cada tramo de línea.

Cuadro N° 2.1.1-2: Características de los Conductores

Línea

Conductores Material Sección

(mm2)

Diámetro del

Cable (mm) Nº de hilos Peso (kg / m) L–2029 ACSR (RAIL / Aw) 516.84 29.61 45/7 1 560.00

L–2025/2026 AAAC 520.00 29.70 61 1 431.44

L–2030 ACSR (Curlew) 591.60 31.59 54/7 1 981.00 ACSR (Pheasant) 726.79 35.10 54/19 2 436.81

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16 ESTRUCTURAS

En el Cuadro Nº 2.1.1-3 se resumen las características de las estructuras utilizadas en cada tramo de línea.

Cuadro N° 2.1.1-3: Características de las Estructuras

L–2029

Tipo Acero galvanizado

Disposición de conductores Triangular

Cantidad de torres 293 Unidades

Tipos de torres empleadas

Alineamiento S1 244 Unidades

Alineamiento con ángulo S2 (0° - 7°) 18 Unidades

Anclaje y ángulo SA (7°- 23°) 20 Unidades

Anclaje y ángulo A1 (23° - 45) 7 Unidades

Terminal y ángulo A2 (45° - 60°) 4 Unidades L–2025/2026

Tipo Acero Corten

Disposición de conductores Vertical

Alineamiento A 115 Unidades

Alineamiento Reforzado B 74 Unidades

Anclaje y ángulo C (6°- 30°) 30 Unidades

Anclaje D (30° - 70) 9 Unidades

Terminal DS 2 Unidades

L–2030

Tipo Acero galvanizado

Disposición de conductores Triangular

Alineamiento S2 238 Unidades

Alineamiento con ángulo SA (0° - 7°) 145 Unidades

Anclaje y ángulo A1 (7°- 15°) 37 Unidades

Terminal y ángulo A2 (45° - 60°) 18 Unidades

Las estructuras usadas en las líneas de transmisión de REDESUR, corresponden a estructuras con un solo cable de guarda, a excepción de la línea Puno – Moquegua, donde las estructuras están diseñadas y equipadas con dos cables de guarda.

(18)

17 AISLADORES

La cantidad y tipo de aisladores utilizados en las torres de suspensión y anclaje, para las líneas de transmisión por diferentes zonas geográficas se muestran en el Cuadro Nº 2.1.1-4.

Cuadro N° 2.1.1-4: Características de Aisladores

Zona Torre Aisladores Ferretería

Cantidad Tipo kN kN

Costa Suspensión 1 FSB 120 XM 091 S2 70 120 Anclaje 1 FSB 120 XM 091 S2 120 120

Sierra 1000 a 2600 Suspensión 17 E120 120 120

Anclaje 18 E120 160 210

Anclaje 20 E120 160 210

Anclaje 22 E120 160 210

Sierra 4500 a mas Suspensión 23 E120 120 120

Anclaje 24 E120 160 210

CABLE DE GUARDA

En el Cuadro Nº 2.1.1-5, se muestran las características del cable de guarda.

Cuadro N° 2.1.1-5: Características de Cables de Guarda

Código Cubierta de los alambres

de acero Tipo Sección (mm²)

Número de Fibras Ópticas

L-2029 Aluminio OPGW 120.00 28

L-2025/2026 Acero Galvanizado E.H.S 50.00

Aluminio SKY WRAP 115.32 28

L-2030

Acero Galvanizado E.H.S 68.12 Aluminio OPGW

(Focas) 120.00 28

Aluminio OPGW

(Alcatel) 115.32 12

2.1.2. DESCRIPCIÓN DE SUBESTACIONES

Las características principales de los equipamientos considerados en las subestaciones son las siguientes:

(19)

18 AMPLIACIÓN S.E. SOCABAYA

La S.E. Socabaya se encuentra ubicada en la zona de Umapalca, distrito de Socabaya, provincia de Arequipa, departamento de Arequipa.

Esta subestación consta de una ampliación de las barras 220 kV que tiene una configuración de doble barra con interruptor de transferencia. Esta barra es compartida con la empresa Consorcio TRANSMANTARO, minera Cerro Verde y Transmisora Eléctrica del SUR (TESUR).

Las características fundamentales de la subestación son las siguientes:

 Un sistema de barras en 220 kV, con configuración en doble barra, a la intemperie.

 Dos celdas de líneas en 220 kV, cada celda equipada con los siguientes elementos:

 Un seccionador de línea con cuchilla de puesta tierra;

 Dos seccionadores de barra, uno de apertura horizontal y otro tipo pantógrafo;

 Un seccionador de transferencia de tipo rotativo;

 Un interruptor de accionamiento uni-tripolar;

 Tres transformadores de tensión capacitivo;

 Tres transformadores de corriente de cinco núcleos;

 Tres pararrayos de oxido de zinc (ZnO) clase 4; y,

 Dos bobinas de acoplamiento para comunicaciones por onda portadora.

 Servicios auxiliares de tipo redundante en corriente alterna y continua, incluyendo grupo electrógeno de emergencia.

 Sistema de comunicación mediante el empleo de cable de fibra óptica y onda portadora, este sistema también será para transmisión de datos, telecontrol y comunicaciones.

(20)

19

 Juego de doble barra con barra de transferencia y conexión a las barras de 220 kV de TRANSMANTARO.

 Sistema de medición y control, con el envío de señales al Centro de Control del COES-SINAC, con mandos y equipos para telecontrol.

 Sistema de protección principal y respaldo con la siguiente configuración:

 Protección Diferencial de línea, como protección principal;

 Protección de Distancia de línea, como protección de respaldo; y,

 Equipos de apoyo, como recierre, sincronismo, oscilografia, etc.

 El nivel de aislamiento seleccionado para el equipamiento de toda la subestación con excepción del interruptor de potencia es la siguiente:

 Tensión Nominal del Equipo : 245 kV

 Tensión de Prueba de la Onda impulso normalizada : 1050 kVp

 Tensión de Prueba a Frecuencia Industrial : 460 kV

 Longitud de la línea de fuga : 25 mm/KV

 Norma empleada : IEC-71

 Para el interruptor de potencia se ha elegido las siguientes características:

AMPLIACIÓN S.E. MOQUEGUA

La S.E. Moquegua se encuentra ubicada en la localidad de Montalvo, provincia de Moquegua, departamento de Moquegua.

El sistema de barras en 220 kV es de configuración en doble barra con celda de acoplamiento, correspondiendo a REDESUR la barra 220kV, cuatro celdas

(21)

20 de línea y la celda de acoplamiento de barras, ENERSUR dos celdas de línea y dos celdas de transformación y a ABENGOA TRANSMISION SUR (ATS) una celda de línea.

Las características fundamentales de la ampliación de la S.E. Moquegua son las siguientes:

 Un sistema de barras en 220 kV con disposición en doble barra.

 Cuatro celdas de línea en 220 kV, cada celda equipada con los siguientes elementos:

 Un seccionador de línea con cuchilla de puesta a tierra.

 Dos seccionadores de barra;

 Tres pararrayos de óxido de zinc, clase 4; y,

 Celda de acoplamiento en 220 kV, equipada con los siguientes elementos:

 Dos seccionadores de barra;

 Seis transformadores de corriente de cinco núcleos; y,

 Dos transformadores de tensión para barras en 220 kV (barras A y B).

 Servicios auxiliares de tipo redundante en corriente alterna y continua incluyendo grupo electrógeno de emergencia.

 Sistema de comunicación mediante el empleo de cable de fibra óptica y onda portadora, este sistema también será para transmisión de datos, telecontrol y comunicaciones.

(22)

21

 Sistema de medición con tecnología telecontrol, con el envío de señales al centro de control del COES - SINAC, mediante tecnología de fibra óptica.

 Sistema de protección principal y respaldo de la siguiente configuración para cada línea de salida:

 Protección Diferencial de línea, con protección principal empleando canales de fibra óptica;

 Protección de Distancia de línea, como protección de respaldo, empleando canales de onda portadora;

 Equipos de apoyo, como recierre, sincronismo, oscilografia, etc.

 Protección diferencial de barras.

 El nivel de aislamiento seleccionado para el equipamiento de toda la subestación es la siguiente:

AMPLIACIÓN S.E. PUNO

La S.E. Puno, ubicada en la localidad de Totorani, distrito de Yanamayo, provincia de Puno, departamento de Puno.

Las características fundamentales de la ampliación de la S.E. Puno son las siguientes:

 Una celda de línea en 220 kV, L-2030; equipada con los siguientes elementos:

 Un seccionador de línea, con cuchilla de puesta a tierra;

 Un interruptor de potencia de accionamiento uni tripolar;

(23)

22

 Tres pararrayos de oxido de zinc (ZnO) clase 4, para protección de línea;

 Tres pararrayos de oxido de zinc (ZnO) clase 3 para protección del autotransformador; y,

 Dos bobinas de acoplamiento de onda portadora.

 Un autotransformador trifásico de potencia 220/138/10.5kV – 120/120/15 MVA en ONAN.

 Una celda de salida del transformador en 138 kV; equipada con los siguientes elementos:

 Un interruptor de potencia de accionamiento uni-tripolar;

 Un seccionador de barra;

 Tres transformadores de corriente con cuatro núcleos; y,

 Tres pararrayos de oxido de zinc (ZnO) clase 3;

 Una celda de salida del transformador en 10 kV.

 Servicios Auxiliares tipo redundante de corriente alterna y continua, incluyendo grupo electrógeno de emergencia.

 Juego de simple barra en 220kV.

 Juego de simple barra en 138kV.

 Sistema de protección principal y de respaldo de la siguiente configuración:

 Protección Diferencial de línea, como protección principal;

 Protección de Distancia de línea, como protección de respaldo; y,

 Equipos de apoyo, como recierre, sincronismo, oscilografía, etc.

 Sistema de comunicaciones y protección mediante cable de fibra óptica y onda portadora como respaldo.

(24)

23

S.E. LOS HÉROES (TACNA)

La S.E. Los Héroes se encuentra ubicada en la localidad de Alto de la Alianza, provincia de Tacna, departamento de Tacna.

Esta Subestación se conecta con la S.E. Moquegua, mediante la L.T.

Moquegua - Tacna, L–2029 y consta de las siguientes instalaciones principales:

 Una celda de línea en 220 kV, L-2029, equipada con los siguientes elementos:

 Un seccionador de línea, con cuchilla de puesta a tierra;

 Un interruptor de potencia con accionamiento uni-tripolar;

 Tres pararrayos de oxido de zinc (ZnO) clase 4, para protección de línea;

 Tres pararrayos de oxido de zinc (ZnO) clase 3, para protección del transformador de potencia; y,

 Un transformador trifásico de potencia 220/66/10.5 kV – 50/50/12 MVA en ONAN y de 60/60/15 MVA en ONAF.

 Una celda de salida del transformador en 66 kV; equipada con los siguientes elementos:

 Un interruptor de potencia de accionamiento tripolar;

(25)

24

 Un seccionador de barra;

 Tres transformadores de corriente con tres núcleos; y,

 Tres pararrayos de oxido de zinc (ZnO) clase 2, para protección del transformador.

 Una celda de salida del transformador en 10 kV.

 Servicios auxiliares tipo redundante de corriente alterna y continua, incluyendo grupo electrógeno de emergencia.

 Sistema de comunicaciones y protección mediante cable de fibra óptica y onda portadora como respaldo.

 Sistema de protección principal y de respaldo con la siguiente configuración:

 Protección diferencial de línea, como protección principal;

 Protección de distancia de línea, como protección de respaldo; y,

 Equipos de apoyo, como recierre, sincronismo, oscilografía, etc.

En el Cuadro Nº 2.1.2-1, se indican las características técnicas de transformadores por tipo (autotransformadores, trifásicos, monofásicos), por código de operación, relación de transformación (kV), potencia (MVA), tipo de conmutadores (automáticos, taps en posición fija), año de instalación, fallas internas y/o reparaciones, y disponibilidad.

(26)

25

PLAN DE CONTINGENCIAS OPERATIVO DE TRANSMISIÓN REDESUR S.A.

Cuadro N° 2.1.2-1: Características Técnicas de Transformadores de Potencia

Código de Subestación

Código de Trafo

Tipo de Transformador

Relación de Transf.

(kV)

Potencia MVA (ONAN)

Regulación de Tensión

Potencia MVA (ONAF)

Año de Puesta

en Servicio

Nº de Fallas Internas

y/o Reparac.

Disponibilidad N°

Taps V / Taps

Tipo

(M,A) Marca

SEPUN AT - 1 Autotransformador 220/138/10.5 120/120/15 21 1380 M , A SIEMENS 2001 0 Operación SEHER TR - 1 Trifásico 220/66/10.5 50/50/10 15 660 M , A ABB 60/60/12 2001 0 Operación

(27)

26

2.1.3. DESCRIPCIÓN DE CENTRO DE CONTROL

REDESUR cuenta con un nuevo sistema SCADA SPECTRUM Power CC en su centro de control ubicado en la SE Socabaya que le permite monitorear y controlar en tiempo real las principales variables de su sistema eléctrico de transmisión.

El SCADA SPECTRUM Power CC es un sistema de control y adquisición de datos cuya funcionalidad abarca: la adquisición de datos, la presentación de éstos en pantallas gráficas, el control sobre los mismos y el almacenamiento y gestión de los datos históricos. Asimismo, el sistema provee todas las herramientas necesarias para realizar las operaciones de mantenimiento que se requieran en cada momento.

La adquisición de los parámetros de campo se realiza a través de Unidades Terminales Remotas (RTUs) instaladas en las subestaciones, las que son transmitidas a la Estación Maestra vía fibra óptica o Onda Portadora, donde la información es procesada para luego ser presentada al operador a través de las interfases hombre-máquina (consolas de operación).

El sistema SPECTRUM Power CC contiene una serie de subsistemas que cubren toda la funcionalidad del SCADA. Estos son:

 Subsistema de base de datos. Comprende el sistema gestor de base de datos en tiempo real y todo el conjunto de módulos de tiempo real: protocolos de comunicaciones, procesadores de datos, procesadores de alarmas y eventos.

Además de manera continua se va salvando a disco la base de datos residente en memoria. Este subsistema se encarga, también, de la gestión de esta base de datos en disco.

 Subsistema de Interfase hombre-máquina. Comprende tanto la creación y modificación de gráficos como su presentación y operación sobre ellos por parte de los operadores del sistema.

 Subsistema de almacenamiento de históricos. Resuelve toda la gestión del almacenamiento y la posible recuperación de datos históricos.

(28)

27 En cuanto al trabajo por parte de operadores y mantenedores del sistema, se puede distinguir entre trabajo on-line y trabajo off-line sobre cada uno de estos subsistemas.

El sistema permite varias configuraciones, las cuales se describen a continuación:

 Configuración dual. Hay dos máquinas que actúan como servidores, de manera que uno de estos servidores actúa como activo y el otro como reserva.

 Configuración StandAlone. Sólo hay un servidor, no existiendo configuración redundante.

En cualquiera de las dos configuraciones anteriores, además de los servidores, puede existir uno o más puestos de operación. En muchos casos será posible que los servidores puedan actuar a la vez como puestos de operación.

PRINCIPALES FUNCIONES DEL CENTRO CONTROL – OPERACIÓN EN TIEMPO REAL

 Supervisar y controlar la operación de las instalaciones en tiempo real;

 Control de la ejecución de los trabajos de mantenimiento;

 Ejecución de órdenes operativas dispuestas por el coordinador;

 Ejecución de maniobras para entregar los descargos;

 Establecer acciones con el coordinador para el restablecimiento de las instalaciones en los estados de operación en emergencia y/o alerta;

 Reporta al coordinador las perturbaciones y eventos registrados en la red;

 Solicitar la reprogramación de la operación del sistema cuando se presente sobrecarga en los equipos;

 Realiza las actuaciones necesarias cuando ocurren disparos o anomalías en las instalaciones, coordinando con las áreas de mantenimiento.

(29)

28 OPERATIVIDAD DEL RECURSO HUMANO

El Centro de Control de REDESUR ubicada en la subestación de Socabaya es atendido por personal de operación permanente durante las 24 horas del día, a fin de realizar la operación de las instalaciones, supervisar y controlar que los parámetros eléctricos de la red de transmisión de REDESUR se encuentren dentro de los rangos normales de operación y atender las contingencias que pudieran presentarse.

La operación es realizada desde el centro de control. Las características de atención y operación del resto de subestaciones es:

 SE Moquegua: Se cuenta con personal de asistencia en la ciudad de Moquegua para realizar apoyo durante todo el año a la operación local y al mantenimiento.

 SE Los Héroes: Se cuenta con personal de asistencia en la ciudad de Tacna para realizar apoyo durante todo el año a la operación local y al mantenimiento.

 SE Puno: Se cuenta con personal de asistencia en la ciudad de Puno para realizar apoyo en los periodos de avenida a la operación local y al mantenimiento.

El Departamento del Centro de Control y Seguridad cuenta con 6 personas capacitadas y experimentadas:

 Un Jefe de Centro de Control

 Cuatro operadores, un volante que va a las subestaciones no atendidas de ser necesario.

 Un analista

RESPALDO DE SUMINISTRO ELÉCTRICO

El suministro de energía eléctrica al sistema SCADA SPECTRUM Power CC cuenta con un sistema de respaldo constituido por bancos de baterías con autonomía de 8 horas. Adicionalmente se tiene un circuito de alimentación en CA redundante y rectificador CC y si fallara estos sistemas de alimentación se cuenta con grupos electrógenos de emergencia.

(30)

29

2.1.4. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES.

Para sus coordinaciones operativas, REDESUR posee un sistema privado de telecomunicaciones conformado por los subsistemas de Telefonía, Fibra Óptica, Onda Portadora (PLC), y Radiocomunicaciones VHF. El sistema tiene como función principal brindar los servicios de telefonía interna local y de larga distancia a todas sus unidades administrativas y operativas de la empresa, así como transmisión de datos para las funciones de telemedición, telecontrol y teleprotección de su sistema eléctrico de transmisión.

El sistema tiene su propia infraestructura distribuida estratégicamente en las subestaciones, a través de la cual viaja la información que le permite a REDESUR realizar sus operaciones de una forma segura y eficiente.

En el siguiente esquema se describe el sistema de comunicaciones:

(31)

30

RELACIÓN DE EQUIPOS DE COMUNICACIONES

Se indica la relación de subsistemas y equipos de comunicación utilizados para atender el sistema de transmisión de REDESUR, haciendo resaltar la existencia de teléfonos satelitales fijos, portátiles y móviles para su uso como sistema de respaldo (caso de los satelitales fijos) y donde no existe cobertura de otro medio de comunicación (caso de los satelitales portátiles y móviles).

SUBSISTEMAS

 Subsistema de Fibra Óptica.

 Subsistema Onda Portadora.

OTROS EQUIPOS

 Teléfonos Satelitales fijos, portátiles y móviles (para atender contingencias en líneas de transmisión y subestaciones no atendidas.

 Teléfonos celulares de línea abierta, RPM y RPC.

 El personal de Operativo cuanta con equipos celulares tipo Blackberry.

S.E.Socabaya

S.E.Moquegua

S.E.Puno

. F.O. SD . ST -1)

O.P. 28 – 28 KH) O.P. 26 – 27 KH)

F.O. SD . ST -1)

O.P. 30 –31 KH)

F.O. SD . ST -1)

O.P. 29 –30 KH)

S.E. Los Héroes

(32)

31

 En el anexo 1 sección a) mostramos estos esquemas de telecomunicación.

2.1.5. DIAGRAMA UNIFILAR

El diagrama unifilar correspondiente a las instalaciones de REDESUR se presenta en el numeral a) del anexo 1.

2.2. PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO

REDESUR, para la gestión del mantenimiento de sus instalaciones de transmisión ha firmado un contrato el 01 de enero del 2012 por un periodo de cinco años, con la empresa Red Eléctrica Andina S.A. (REA), encargada de la supervisión y ejecución del mantenimiento preventivo, medición de parámetros y mantenimiento correctivo del sistema de transmisión de REDESUR; y la prestación de los servicios de asistencia técnica en las actividades asociadas al mantenimiento de los equipos de subestaciones y componentes de líneas de transmisión de propiedad de REDESUR, permitiendo una mayor flexibilidad en la gestión del mantenimiento.

2.2.1. DESCRIPCIÓN DE TIPOS DE MANTENIMIENTO PROPUESTOS

El programa de mantenimiento es una herramienta dinámica de gestión que implementa la empresa con el objeto de minimizar fallas en sus instalaciones, basándose en la información técnica de los equipos suministrados por los proveedores, la experiencia propia de la operación y de las características particulares de la zona donde se encuentra instalado nuestro sistema de transmisión.

Los programas de mantenimiento, la empresa los trabaja como proyectos que sirven de base para la gestión presupuestal.

PROYECTO DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO

Conformados por actividades de inspección medición y control, mantenimiento menor pudiéndose incluir actividades de mantenimiento por

(33)

32 recomendación del fabricante o experiencia adquirida en la operación, estas actividades se realizan sin restricción del servicio.

PROYECTO DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Conformados por actividades establecidas en forma repetitiva en periodos ya prefijados; o en base al resultado que se obtenga de la actividad de mantenimiento predictivo, también se realiza por recomendación del fabricante o experiencia de operación. Estas actividades de mantenimiento se realizan con descargo de la instalación.

PROYECTO MANTENIMIENTO CORRECTIVO

Conformado por actividades de mantenimiento que se realizan después de una falla ocurrida en la operación normal de las instalaciones, implica salidas de servicio de las instalaciones por reparación parcial o total de equipos mayores de subestaciones (transformadores, bahías o celdas de línea o transformadores, barras de conexión de las bahías) o cambio de estructuras, conductores en líneas de transmisión por colapso imprevisto o debido a causa de naturaleza (corrosión, podredumbres, cambio trazo de rutas).

PROYECTOS DE INVERSIÓN POR MANTENIMIENTO

Conformados por actividades de mitigación en el tiempo de los elementos y situaciones críticas identificados en el Plan de Contingencias Operativo de cada año, previo estudio y evaluación. Se presupuesta en forma individual.

Son actividades que implican cambios de rutas de líneas de transmisión, reubicación de subestaciones o adecuaciones por estado situacional del lugar geográfico a fin de reducir o eliminar los riesgos latentes sin perjuicio de otras instalaciones ya existentes. También consisten en reemplazo de equipos en subestaciones o elementos de líneas de transmisión, por cumplimiento del periodo de vida útil o por incremento de carga, debido a presencia de mayores usuarios o incorporación de nuevas entidades productivas.

(34)

33 PROYECTOS DE INVERSIÓN POR AMPLIACIÓN O MODIFICACIÓN

Conformado por actividades a ejecutarse por ampliación de capacidad de transformación o de transmisión de energía que involucre necesariamente salida de servicio de instalaciones existentes y adyacentes por tiempo prolongado.

2.2.2. PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO EJECUTADOS PARA EL PERIODO 2014.

De la revisión de los programas de mantenimiento anual para las instalaciones de transmisión de REDESUR, en el periodo 2014, se ha verificado el grado de cumplimiento de estos programas de mantenimiento por instalación.

En el Cuadro Nº 2.2.2-1, se muestra el resultado del análisis comparativo efectuado para las líneas de transmisión en el año 2014.

Cuadro N° 2.2.2-1: Nivel de cumplimiento de los programas de mantenimiento de líneas de transmisión por año

Código de

Línea Línea de Transmisión Programado Ejecutado Variación Veces Horas Veces Horas Veces Horas

AÑO 2014

L-2025 Socabaya - Moquegua 3 30.0 3 28.3 0 1.7

L-2026 Socabaya - Moquegua 3 30.0 3 27.4 0 2.6

L-2029 Moquegua - Tacna 2 20.0 2 9.9 0 10.2

L-2030 Moquegua - Puno 3 30.0 3 13.9 0 16.1 (*)Este cuadro se elaboró de acuerdo al programa anual de mantenimiento 2014 (con desconexiones de líneas de transmisión) para las instalaciones de REDESUR aprobado por el COES SINAC

Un mayor detalle del análisis realizado para verificar el nivel de cumplimiento del programa de mantenimiento anual en líneas de transmisión se muestra en el Anexo Nº 2, además en este anexo se presenta un cuadro donde se detalla el total del mantenimiento programado y ejecutado por REDESUR, además de actividades que no implicaron desconexiones de líneas de transmisión.

(35)

34 En el Cuadro Nº 2.2.2-2, se muestra el resultado del análisis comparativo efectuado a nivel de equipos principales de subestaciones para el año 2014.

Cuadro N° 2.2.2-2: Nivel de cumplimiento del programa de mantenimiento de subestaciones de transmisión por año

Código de

Equipo Instalación Subestación Programado Ejecutado Variación Veces Horas Veces Horas Veces Horas AÑO 2012

ACOP220 Celda de acoplamiento 220kV Moquegua

1 10.0

0 1 9.10 0 0.90

AT-1 Autotransformador potencia Puno

2 20.0

0 2 11.90 0 8.10

Barra 138kV

Sistema de barra en

138KV Puno 1 2 0 0 1 2

Barra 66kV

Sistema de barra en 66KV

Los

Héroes 1 3 1 1.8 0 1.2

CL2025 Celda de línea Moquegua 1 10 1 9.4 0 0.6 CL2025 Celda de línea Socabaya 2 20 2 18.9 0 1.1 CL2026 Celda de línea Moquegua 1 10 1 9.1 0 0.9 CL2026 Celda de línea Socabaya 2 20 2 18.2 0 1.8 CL2029 Celda de línea Los

Héroes 1 10 1 4.9 0 5.1

CL2029 Celda de línea Moquegua 1 10 1 4.9 0 5.1 CL2030 Celda de línea Moquegua 1 10 1 9.8 0 0.2

CL2030 Celda de línea Puno 2 20 2 4.1 0 15.9

TR-1 Transformador de

potencia

Los

Héroes 1 10 1 5 0 5

(*)Este cuadro se elaboró de acuerdo al programa anual de mantenimiento 2014 (con desconexiones de equipos de transmisión y transformación) para las instalaciones de REDESUR aprobado por el COES SINAC

Un mayor detalle del análisis realizado para verificar el nivel de cumplimiento del programa de mantenimiento en subestaciones de transmisión, se muestra en el Anexo Nº 3, además en este anexo se presenta un cuadro donde se detalla el total del mantenimiento programado y ejecutado por REDESUR, además de actividades que no implicaron desconexiones de equipos de S.E.

Del análisis comparativo realizado al programa anual de mantenimiento 2014, aprobado por el COES SINAC, tal como se puede apreciar en el siguiente cuadro se concluye:

(36)

35

Instalación Año Total veces Programadas

Total veces Ejecutadas

% Veces Líneas de

Transmisión 2014 11 11 100.0

Subestaciones 2014 17 16 94.1

Además se ha podido verificar que:

Existen actividades con descargos del programa anual de mantenimiento 2014 para las instalaciones de REDESUR aprobado por el COES SINAC en líneas de transmisión y equipos de subestación previstas pero que no alcanzaron el total de descargo en horas programadas inicialmente, entre ellas se tiene:

 Línea Moquegua - Puno L-2030: El descargo programado para el mes de Julio fue adelantado para el mes de mayo y se realizó minimizando las horas de mantenimiento pero se concluyó con todas las actividades programadas.

 Celdas CL-2025 / CL-2026 S.E. Socabaya: Los descargo programados setiembre se reprogramaron para el mes de noviembre y se realizaron minimizando las horas de mantenimiento pero se concluyeron con todas las actividades programadas.

 Barra de 138 KV S.E. Puno, se realizó la evaluación de las actividades de esta instalación, determinándose que con la periodicidad constante de mantenimiento y el estado de los equipos no se requería de un nuevo mantenimiento este año.

 Existen actividades que no fueron previstos en el programa anual de mantenimiento 2014 aprobado por el COES SINAC pero que sin embargo han sido programados y ejecutados, las mismas que se presentan en los anexos 2 y 3.

2.2.3. EMPRESAS PARA EL MANTENIMIENTO DE EQUIPOS.

REDESUR, para la gestión del mantenimiento de sus instalaciones de transmisión ha firmado un contrato el 01 de enero del 2012 por un periodo de cinco años, con la empresa Red Eléctrica Andina S.A. (REA), encargada de la supervisión y ejecución del mantenimiento preventivo, medición de parámetros y mantenimiento correctivo del sistema de transmisión de REDESUR; y la prestación de los servicios de asistencia técnica en las

(37)

36 actividades asociadas al mantenimiento de los equipos de subestaciones y componentes de líneas de transmisión de propiedad de REDESUR, permitiendo una mayor flexibilidad en la gestión del mantenimiento, así mismo se tiene una lista de proveedores del servicio de mantenimiento descrita en el siguiente cuadro.

Proveedor Suministro CORPORACION

ELECTROMECANICA EN ING Y CONTR SAC

Apoyo en actividades relacionadas al mantenimiento de Líneas de Transmisión, Subestaciones y Telecomunicaciones

SEGEZSAC

VCN CONTRATISTAS SOLUCIONES

TELEINFORMATICAS

Y CONTROL SA Calibración de equipos: Maletas de prueba, equipos usados para la supervisión y manto.

LOGITEC PROMOTORES ELECTRICOS

VCN CONTRATISTAS Diseño, Fabricación, Montaje y Mantenimiento de obras eléctricas

CELICON

Estudio en estructuras de líneas de transmisión: cimentación, corrección estabilidad de taludes, etc.

CORPORACION ELECTROMECANICA EN ING Y CONTR SAC

VCN CONTRATISTAS SELMEC

Estudio, diseño y construcción de puesta a tierra para instalaciones industriales, subestaciones y líneas de transmisión

COBRA PERU SA

Inspecciones de Línea: ligera, rigurosa y/o específica.

CORPORACION ELECTROMECANICA EN ING Y CONTR SAC

SEGEZSAC SELMEC

VCN CONTRATISTAS CELICON

Lavado y limpieza de elementos de equipos de patio.

COBRA PERU SA CORPORACION ELECTROMECANICA EN ING Y CONTR SAC

SEGEZSAC

PROSITEC Mantenimiento de equipos de telecomunicaciones (onda

(38)

37 STE-INGENIERIA portadora y/o fibra óptica)

CENERGIA

Mantenimiento de Grupos Electrógenos FACOGEM

CELICON - COBRA PERU SA

Mantenimiento en Líneas INGELMEC

VCN CONTRATISTAS C&M

CONTRATISTAS Y SERVICIOS

GENERALES SAC

Mantenimiento y mediciones de los enlaces de FO CYM

CONTRATISTAS Y SERV. GENERALES SAC

PROCETRADI

SELMEC Monitoreo de torres con riesgo de estabilidad

ABB Pruebas Dieléctricas y/o Regeneración del Aceite del Transformador, Análisis físico químico, cromatografico del aceite, incluye cambiador del TAP.

OIL TRANSFORMES

COBRA PERU SA Pruebas eléctricas de equipos: patio de llaves/protección y medición.

INFODATA

Pruebas eléctricas de equipos: patio de llaves/protección y medición.

INGELMEC LOGITEC SELMEC

INFODATA Reparación de cajas de empalme de FO INDUSTRONIC S.A.

Reparación de fuentes de Servicios Auxiliares SETRONIC EIRL

SCHENEIDER ELECTRIC PERU SA

Servicio de Mantenimiento, Pruebas e Instalación de Medidores de Energía Transductores de Medida.

SEL-SCHWAITZER ENGINEERING LABORATORIES SIEMENS

GLOBAL CROSSING Servicio de Mantenimiento, Pruebas e Instalación de medios de comunicación para señales en tiempo real.

COBRA PERU SA Supervisión de actividades de mantenimiento en líneas de transmisión, Tendido y reparación de cables (FO) y cable de guarda, medición de puestas a tierra, lavado en caliente, cambio y limpieza de aisladores y/o revisión, ajuste de ferretería.

COPEMI S.A.C.

INGELMEC SEGEZSAC

ABB Servicio de Mantenimiento, Pruebas e Instalación de Sistemas de Supervisión, Control y Adquisición de datos (SCADA).

Unidad de adquisición de datos (Unidad Terminal Remota) y de Equipos y accesorios de comunicación (routers, servidores PROCETRADI

SIEMENS

(39)

38 SOLUCIONES

TELEINFORMATICAS Y CONTROL SA

ICPP, etc).

TELVENT SOLUCIONES

TELEINFORMATICAS Y CONTROL SA

Servicios de mantenimiento y venta de equipos para telecontrol

2.3. ANÁLISIS DE FALLAS EN EL SISTEMA

Para el análisis estadístico de fallas se ha empleado la información con que dispone REDESUR, la cual ha sido validada con la proporcionada por el COES – SINAC para el periodo comprendido entre enero del 2010 a diciembre del año 2014.

Para realizar el análisis de fallas, se muestran en el Cuadro Nº 2.3-1 estos detalles:

(40)

39

PLAN DE CONTINGENCIAS OPERATIVO DE TRANSMISIÓN REDESUR S.A.

Cuadro N° 2.3-1: Información de Principales Fallas Ocurridas en los Últimos Tres Años

Ítem Descripción de la Falla

Fecha y hora (*) Tiempo en reponer el servicio (horas)

Causa de la Falla

Acciones (medidas correctivas)

Dificultades presentadas Inicio Fin

1

EXT, desconexión de las líneas L-2025, L-2026, L- 2029, L-2030, celda transformación TR-1 y Acoplamiento S.E.

Moquegua.

07/02/2012 15:04

07/02/2012

17:19 2.3

Forzada, por instalaciones

de otras empresas

Ninguna debido a que fue una falla externa a las instalaciones de REDESUR

Ninguna

2

Moquegua.

08/02/2012 16:07

08/02/2012

17:31 1.4

de otras empresas

Ninguna

3

Moquegua.

15/02/2012 15:11

15/02/2012

16:42 1.5

de otras empresas

Ninguna

4

FNA, recierre exitoso fase

"C" de la línea L-2030 (Moquegua – Puno). No hubo interrupción de suministro.

29/02/2012 13:44

29/02/2012

13:44 0.0 Forzada, por falla propia

No se requieren debido a actuaciones correctas de las protecciones.

Ninguna

(41)

40

5

FNA, desconexión por falla de la línea L-2030, debido a una falla bifásica a tierra (AC-G). Hubo interrupción de suministro debido a que la línea L- 1011 (Azángaro-Juliaca) de REP estuvo en MP.

12/03/2012 12:55

12/03/2012

Se realizaron las medidas de las resistencia de puestas a tierra de las torres de las línea L-2030 en la zona de falla, se encontró con valores menores de 25 ohmios, valor por debajo de lo que establece el CNE.

La interrupción de suministro se produjo debido a que estuvo en mtto. programado la

línea L-1011 (Azángaro-Juliaca) de

REP lo que abrio el anillo que alimenta las S.E. de Juliaca y Puno.

6

Moquegua.

18/03/2012 17:24

18/03/2012

19:08 1.7

de otras empresas

Ninguna

7

FNA, desconexión por falla de la línea L-2030, debido a una falla bifásica en la “Fase AB”. No hubo

interrupción de suministro.

30/03/2012 07:31

30/03/2012

Se programó inspección a la línea L-

2030, no encontrándose ningún

desperfecto o anomalía en la línea.

Ninguna

8

FHU, desconexión por falla humana de la línea L-2029 y transformador TR-1, por la actuación del relé diferencial del transformador y relé de Bloqueo 86-2/TR1.

Durante el evento se realizaba la actividad de cambio y revisión de ajustes en el relé de

27/08/2012 15:04

27/08/2012

Se suspendieron los trabajos de pruebas de ajuste de protecciones, las mismas que se reprogramaron y ejecutaron con la línea y TR-1 desconectadas.

Ninguna