Resultados
Durante el año 2007, el crecimiento del país impulsó altas tasas de crecimiento de la demanda eléctrica, lo cual ha originado que la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional se haya hecho cada vez más compleja, presentándose cada vez más restricciones para su operación con adecuados márgenes de calidad y seguridad, así como para su despacho económico.
Los sistemas de transmisión han operado con mayores niveles de carga, llegando en algunos casos a niveles de congestión. Esta condición se presentó frecuentemente en las líneas Zapallal-Paramonga-Chimbote, Paramonga-San Juan, Carhuamayo-Paragsha 2 y Mantaro-Cotaruse-Socabaya, así como en los transformadores de potencia de Marcona, Ica, Juliaca, Quencoro, Trujillo Norte, Azángaro y Piura Oeste.
Pese a ello, la calidad del servicio de transmisión mantiene una tendencia de mejora respecto de los resultados cuando se recibió las instalaciones en concesión. El número de fallas por cada 100 km-año para las líneas de 138 kV se situó en 4.86, que representa una reducción de 28.7% con relación al obtenido en el 2002; mientras que para las líneas de 220 kV se situó en 1.31, valor originado principalmente por las fallas en el montaje de la fibra óptica por la empresa Internexa.
La tasa de disponibilidad de la red del 2007 fue de 99.53%, valor que mantiene una tasa creciente pese a las desconexiones de la red para la ejecución de los proyectos de construcción del sistema Chilca-San Juan y la segunda terna Zapallal-Paramonga-Chimbote.
En el 2007, REP continuó su plan de mejora continua en su proceso de operación del sistema. Este se basa en su Sistema de Gestión de la Calidad, cumpliendo altos estándares de calidad y seguridad, así como la normatividad del sector eléctrico peruano, de manera de atender los requerimientos de sus clientes.
Principales actividades operativas
Se desarrollaron diversas actividades, entre las cuales se destacan:
- La implementación del software de Análisis de Red (NA) de su Centro de Control para el análisis del sistema.
- La primera fase de implantación de la herramienta denominada SIGO, software estándar del grupo empresarial ISA para la gestión operativa.
- Ejecución de diversos estudios del sistema, destacándose el Estudio de Operatividad para la conexión de la subestación Chilca y líneas Chilca-San Juan al SEIN (estudios eléctricos y coordinamiento de protecciones), el Estudio de un SVC en Socabaya para levantar la restricción del Sistema Sur por límite de estabilidad de tensión, y el estudio de Operatividad por el incremento de carga de la Refinería de Comarquilla.
- Participación en la elaboración y/o revisión de anteproyectos para presentar al Ministerio: Ampliación de Transformación de Piura, Quencoro, Trujillo y Azángaro, Segunda terna Chiclayo-Piura, y Reforzamiento de líneas de transmisión existentes, entre otros.
- Revisión de diversos estudios de proyectos de conexión al SEIN de clientes, entre los cuales tenemos la conexión de las centrales de Enersur y Kallpa en Chilca, y la conexión de las subestaciones Desierto, Machcan y Shougesa, vinculadas a la actividad minera. Asimismo, las conexiones de las centrales hidroeléctricas Platanal y Cheves, la conexión de la ampliación de carga de 75 a 120 MW de Aceros Arequipa en la subestación Independencia, la conexión de línea 33kV hacia subestación de Mina Arasi en la subestación Ayaviri y la conexión del Transformador 2 de 180 MVA en la subestación Chavaría.
- Sustentación de la posición de los transmisores con relación a la aplicación de la 13 Disposición Final de la NTCSE, referida a rechazos automáticos de carga por mínima frecuencia.
- Primer Programa de Capacitación Interna en Sistemas de Potencia para el personal del Centro de Control.
- Organización interna para la atención del procedimiento de supervisión de la transmisión Resolución 091, OSINERGMIN.
- Participación en el desarrollo de una propuesta de modificación de la NTCSE para la transmisión, basada en disponibilidad.