ing. leonidas sayas poma gerencia de fiscalización eléctrica [email protected]
DESCRIPTION
“ Evaluación de la Calidad de Suministro de la Región San Martín ”. Ing. Leonidas Sayas Poma Gerencia de Fiscalización Eléctrica [email protected]. Tarapoto, agosto de 2011. Contenido. Objetivos - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
Ing. Leonidas Sayas PomaIng. Leonidas Sayas PomaGerencia de Fiscalización EléctricaGerencia de Fiscalización Eléctrica
[email protected]@osinerg.gob.pe
Tarapoto, agosto de 2011Tarapoto, agosto de 2011
““Evaluación de la Calidad Evaluación de la Calidad de Suministro de la de Suministro de la Región San MartínRegión San Martín””
““Evaluación de la Calidad Evaluación de la Calidad de Suministro de la de Suministro de la Región San MartínRegión San Martín””
2
Contenido
• Objetivos• Situación de los sistemas eléctricos pertenecientes a la Región San Martin
antes de la puesta en servicio de la L-1016 Tocache Bellavista.• Periodo de transición después de la puesta en servicio de la línea de
transmisión L-1016 Tocache Bellavista. • Situación actual de los sistemas eléctricos pertenecientes a la región San
Martin.• Compensaciones por calidad de Suministro y Tensión en Electro Oriente.• Sanciones impuestas a la empresa Electro Oriente.
Objetivos
• Evaluar la calidad de suministro de los sistemas eléctricos de la Región San Martin, antecedentes y situación actual.
• Identificar los orígenes de las interrupciones en la operación experimental la línea de transmisión L-1016, 138 kV Tocache Bellavista ( 149 km).
Definición deIndicadores
EstablecimientoDe Límites
Seguimiento yMonitoreo
Evaluación Periódica
Impacto de losUsuarios y
Consumidores
Mejora la Calidad Del Servicio
MEJORAMIENTO CONTINUO
MEDIDAS CORRECTIVAS
Parque deInstalaciones
Sector Eléctrico
Supervisión deCampo
MODELO DE SUPERVISIÒNMODELO DE SUPERVISIÒN
Generadoras : 22 Empresas Transmisoras : 12 Empresas Distribuidoras : 20 Empresas Clientes : 4.616.000 Aproximadamente Auto Productores : 290 Empresas Municipios : 235
PROCEDIMIENTOS DE SUPERVISIÒNPROCEDIMIENTOS DE SUPERVISIÒN
Quince (15) Procedimientos de
Supervisión y Fiscalización recibieron la Certificación
ISO 9001:2008A diciembre de 2009
Generación
Transmisión
Distribución y Comercialización
Otros
ISO 9001:2008
Definición de Estados de la medición por resultados A través de indicadores
Se miden los resultados, no los procesos internos de las empresas
INDICADOR NORMAL: El resultado medido, esta por debajo de los limites establecidos en el procedimiento respectivo. El proceso se efectúa sin problemas y en beneficio del usuario. Se continua con su monitoreo.
INDICADOR ALERTA: El resultado medido, se acerca a los limites establecidos en el procedimiento respectivo, se evidencia que el proceso se efectúa con algunos problemas y es necesaria la intervencion del Organismo e identificar el problema. Asimismo, la concesionaria es informada y se le solicita tomar acción inmediata.
INDICADOR CRÍTICO: El resultado medido ha sobrepasado largamente los limites establecidos en el procedimiento respectivo y durante un período definido para su evaluación. El proceso se efectúa con problemas y los reclamos de los usuario lo demuestran.
MONITOREO DE INDICADORESMONITOREO DE INDICADORES
INDICADORES DE INDICADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO CALIDAD DE SUMINISTRO
El objetivo de un Sistema eléctrico es asegurar un nivel satisfactorio de asegurar un nivel satisfactorio de la prestación de los servicios eléctricosla prestación de los servicios eléctricos garantizando a los clientes un suministro eléctrico de las siguientes características: Continuo Adecuado, Confiable Seguro Oportuno y de CalidadLa Calidad del suministro implica cumplir con estándares mínimos de niveles de interrupciones tanto en duración así como frecuencia. Los indicadores de calidad de suministro pueden ser Individuales o sistémicos.
Punto de vista de la
Concesionaria
REGULADOR
Punto de vista de usuario
¿¿CALIDAD DE SUMINISTRO ES UNA PERCEPCIÓN? CALIDAD DE SUMINISTRO ES UNA PERCEPCIÓN?
Es imposible percibir simultáneamente dos figuras (reversibilidad)
LEYES DE LA GESTALT
Indicadores sistémicos que miden la calidad de suministro(P-074-2003 y Std- IEEE- 1366-2003)
• SAIFI: System Average Interruption Frecuency Index, o Frecuencia Media de Interrupción por usuario en un periodo determinado.
• SAIDI: System Average Interruption Duration Index, o Tiempo Promedio de Interrupción por usuario en un periodo determinado.
, 11
N
utSAIDI
N
uSAIFI
n
iii
n
ii
Donde: ui: Número de usuarios afectados en cada interrupción “i”ti: Duración de cada interrupción “i” (medido en horas)n: Número de interrupciones en el períodoN: Número de usuarios del Sistema Eléctrico al final del período.
Indicadores individuales que miden la calidad de suministro(NTCSE y su Base Metodológica)
• N: Numero de interrupciones por Nivel de tensión• D: Duración de las interrupciones por nivel de tensión
Estos indicadores sirven para compensación individual por la mala calidad de suministro
Estos indicadores miden el comportamiento del sistema eléctrico en su conjunto
9
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-
1016 TOCACHE BELLAVISTA. 1016 TOCACHE BELLAVISTA.
10
Evolución de la máxima demanda y oferta de generación
20
24
28
32
36
40
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
MW
Año
Evolución de la Máxima Demanda y capacidad de generación
Potencia Efectiva
DemandaCrecimiento anual: 7%
Adquisición de 05 grupos térmicos instalados en las CCTT
Tarapoto, Bellavista y Moyobamba.
Recupero del grupo CKD y adquisición de 02 grupos
móviles de 2 MW c/u.
La máxima demanda registrada en agosto de 2010 alcanzó 32,64 MW, que en condiciones de operación normal de las centrales eléctricas que abastecen el sistema regional San Martín, deja un margen de reserva de 5 MW.
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
11
Situación deficitaria de la generación para cubrir la demanda
Debido a la severa sequia de los últimos años, la C.H. Gera redujo su capacidad de 8,2 MW a 1,7 MW.Siendo 32,6 MW la MD de San Martín y la oferta en generación se redujo a 31,05 MW, el suministro eléctrico presento racionamiento de 4 MW aproximadamente en horas punta y 3 MW horas valle.
Potencia efectiva: 37,6
Potencia Garantizada: 25,05
0
5
10
15
20
25
30
35
40
00:1
5
01:1
5
02:1
5
03:1
5
04:1
5
05:1
5
06:1
5
07:1
5
08:1
5
09:1
5
10:1
5
11:1
5
12:1
5
13:1
5
14:1
5
15:1
5
16:1
5
17:1
5
18:1
5
19:1
5
20:1
5
21:1
5
22:1
5
23:1
5
MW
Hora
Diagrama del despacho de carga actual del Sistema Aislado San Martin en situación de emergencia
CT Tarapoto
CH GeraCT Bellavista
CT Moyobamba
Máxima demanda: 32,64
CT Juanjui
Racionamiento
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
12
Acciones efectuadas por la concesionaria para superar la problemática
Alquiler de grupos de emergenciaElectro Oriente tuvo la necesidad de alquilar 2 grupos electrógenos adicionales que fueron instalados en la C.T. Moyobamba y Bellavista, con un total de 1,4 MW, con los cuales se dispondrá de 32,45 MW con un ligero racionamiento de 0,19 MW.
Mantenimiento de gruposElectro Oriente realizo el mantenimiento mayor de los grupos CAT3516B-2 (2 MW) de la C.T. Bellavista y SKODA-6S1 (0,32 MW) de la C.T. Juanjui.
Trabajos de mantenimiento en la C.H. GeraElectro Oriente, realizo trabajos de descolmatación de la presa de la C.H. Gera, con lo que se pudo obtener 3 MW adicionales de capacidad generación a la actual (1,7 MW).
CentralTipo
grupoNomb-Grupo
EstadoGrupo
Potencia Instalada
(kW)
Potencia Efectiva
(kW)Bellavista T Cat - 3512 Operativo 1130 800
Moyobamba T Cat - C 27 Operativo 730 600
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
13
Acciones efectuadas por la concesionaria para superar la problemática
Ejecución de obra de la LT-138 kV Tocache-Bellavista
Resumen de característicasLa ejecución de obra, cuya conclusión inicialmente estaba prevista para agosto de 2008, se paralizó el 10/11/2008 debido a controversias entre el Gobierno Regional de San Martín y la contratista Consorcio Bellavista.
Estado de avance de ejecución de obraEl 26/03/2010 se reinició la ejecución de obras de la LT138 kV Tocache – Bellavista.Su puesta en operación comercial estuvo previsto para noviembre de 2010, interconexión al SEIN 03 diciembre 2010.
Ubicación Geográfica:Zona: Nor-Central del Perú
Provincias : Tocache – Bellavista
Sistema de transmisiónTocache-Bellavista-Moyobamba-
Tarapoto
Características técnicasTensión : 138 kV
Longitud : 149,5 KmCapacidad de Transmisión : 30 MW
Número de circuitos : 1Inversión
Costo total de la Obra: S/. 64’ 026 950
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
14
PERFORMANCE EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LA REGIÓN SAN MARTIN PERTENECIENTES A
ELECTRO ORIENTE EVALUACIÓN 2010
15
Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por empresas de distribución.
CHAVIMOCHIC
EDECAÑETE
EDELNOR
ELECTRO DUNAS
ELECTRO ORIENTE
ELECTRO PUNO
ELECTRO SUR ESTE
ELECTRO UCAYALI
ELECTROCENTROELECTRONOROESTE
ELECTRONORTE
ELECTROSUR
HIDRANDINA
LUZ DEL SUR
SEAL
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200
SAIFI
SAIDI
SAIFI vs SAIDI DE EMPRESAS DE DISTRUBUCÓN -AÑO 2010
Prom
edio
Promedio
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
16
Evolución de los Indicadores de Calidad – Electro Oriente
23.7 23.7 20.4 28.2 31.1 18.4 18.4
19.2 17.7 18.528.1
40.0
66.1 68.1
11.0 12.1 12.1 12.2 10.4 8.3 8.3
0
30
60
90
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
EVOLUCIÓN DE SAIFI TOTAL - Electro Oriente
SAIFI Esperado Total SAIFI Total SAIFI Esperado de MT Lineal (SAIFI Total)
27.7 36.7 32.6 44.6 62.5 30.7 30.717.8 14.5 16.1
31.8
57.1
144.6
77.1
20.0 23.4 23.323.8
20.1 16.0 16.0
0
30
60
90
120
150
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
EVOLUCIÓN DE SAIDI TOTAL - Electro Oriente
SAIDI Esperado Total SAIDI Total SAIDI Esperado de MT Lineal (SAIDI Total)
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
17
EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL POR NATURALEZA
4.3 2.9 3.2 4.2 4.2 5.1 5.2
12.212.1
13.9
23.7 25.330.3
62.8
2.6 2.7 1.4
0.3
10.5
30.7
0.1
19.217.7 18.5
28.1
40.0
66.168.1
23.723.7
20.4 28.2
31.1
18.4 18.4
11.0 12.1 12.1 12.210.4 8.3
8.3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza y Límites - Electro Oriente
R.C. No Programado Programado
SAIFI Total SAIFI Esperado Total SAIFI Esperado de MT
9.2 5.5 5.7 9.1 11.1 16.2 17.1
7.87.0
9.9
22.7 22.2
31.4
60.0
0.802.0 0.5
0.04
23.8
97.0
0.02
17.814.5 16.1
31.8
57.1
144.6
77.1
27.7
36.7
32.6
44.6
62.5
30.7 30.7
20.0 23.4 23.3 23.820.1 16.0
16.0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y Límites - Electro Oriente
R.C. No Programado Programado
SAIDI Total SAIDI Esperado Total SAIDI Esperado de MT
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
18
EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL SEGÚN INSTALACIÓN CAUSANTE
8.9 9.1 10.9
12.213.4
17.9 18.90.0 0.00.1
2.54.8
7.6
30.9
10.3 8.7 7.4
13.4
21.8
40.6
18.3
19.2 17.7 18.5
28.1
40.0
66.168.1
23.7 23.7
20.4
28.231.1
18.4 18.4
11.0 12.1 12.1 12.2
10.4 8.3 8.3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por instalación causante y Límites - Electro Oriente
Generación Transmisión Distribución
SAIFI Total SAIFI Esperado Total SAIFI Esperado de MT
12.8 9.2
11.5
16.9 18.427.8
35.60.0
0.0 0.11.7 3.8
9.2
25.2
5.0 5.3 4.6
13.2
34.9
107.6
16.3
17.814.5 16.1
31.8
57.1
144.6
77.1
27.736.7
32.6
44.6
62.5
30.7 30.7
20.023.4
23.3 23.820.1 16.0 16.0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por instalación causante y Límites - Electro Oriente
Generación Transmisión Distribución
SAIDI Total SAIDI Esperado Total SAIDI Esperado de MT
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
19
Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por sistemas eléctricos de EOR
CABALLOCOCHA
CONTAMANA
IQUITOS
NAUTA
REQUENA YURIMAGUAS
TAMSHIYACU
IQUITOS RURAL
RIOJA ELOR
BELLAVISTA
TARAPOTO
GERA
MOYOBAMBA
TARAPOTO RURAL
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420
SAIFI
SAIDI
SAIFI vs SAIDI DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE ELECTRO ORIENTE AÑO 2010
Prom
edio
Promedio
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
RIOJA ELOR
BELLAVISTA
TARAPOTO RURAL
IQUITOS RURAL
MOYOBAMBA
TARAPOTO IQUITOS
YURIMAGUAS
REQUENA NAUTA
CONTAMANA
CABALLOCOCHA GERA
TAMSHIYACU
Prog. 5.74 7.58 8.38 6.43 4.70 2.81 4.36 7.73 1.89 2.15 5.79 1.25 1.78 0.00
R.C. 87.26 86.82 71.17 2.41 21.56 28.50 4.27 1.23 1.13 2.16 0.00 0.00 4.54 0.00
No Prog. 66.82 28.29 40.73 90.29 21.08 14.23 29.23 21.17 22.31 18.93 9.77 13.15 7.18 8.29
Total 159.82 122.70 120.27 99.13 47.35 45.55 37.86 30.14 25.33 23.24 15.55 14.40 13.50 8.29
159.82
122.70 120.27
99.13
47.35 45.5537.86
30.1425.33 23.24
15.55 14.40 13.508.29
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
SA
IFI
Frecuencia de Interrupciones Promedio (SAIFI), segun naturalezaELECTRO ORIENTE - AÑO 2010
No Prog. R.C. Prog. Total
20
Frecuencia de Interrupciones, según naturaleza de los Sist. Elec. EOR.
Rechazo de carga (RC), se traduce en
Déficit de Generación
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
BELLAVISTA
RIOJA ELOR
TARAPOTO RURAL
IQUITOS RURAL GERA
TARAPOTO
MOYOBAMBA
YURIMAGUAS IQUITOS NAUTA
CABALLOCOCHA
CONTAMANA
REQUENA
TAMSHIYACU
Prog. 24.78 16.34 35.55 19.58 2.51 9.03 10.46 30.00 12.29 4.59 8.11 26.45 4.49 0.00
R.C. 330.42 281.60 191.21 1.71 20.93 74.74 52.33 0.40 7.81 0.23 0.00 0.00 0.19 0.00
No Prog. 38.94 55.10 35.28 124.79 79.21 6.94 13.15 28.54 27.18 37.68 31.38 8.92 14.93 4.98
Total 394.14 353.03 262.03 146.09 102.65 90.71 75.94 58.94 47.28 42.50 39.49 35.36 19.61 4.98
394.14
353.03
262.03
146.09
102.6590.71
75.9458.94
47.28 42.50 39.49 35.3619.61
4.98
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
SA
IFI
Duración de Interrupciones Promedio (SAIDI), segun naturalezaELECTRO ORIENTE - AÑO 2010
No Prog. R.C. Prog. Total
21
Duración de Interrupciones, según naturaleza de los Sist. Elec. EOR.
Rechazo de carga (RC), se traduce en
Déficit de Generación
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
RIOJA ELOR
BELLAVISTA
TARAPOTO RURAL
IQUITOS RURAL
MOYOBAMBA
TARAPOTO IQUITOS
YURIMAGUAS
REQUENA NAUTA
CONTAMANA
CABALLOCOCHA GERA
TAMSHIYACU
Gener. 87.85 91.99 77.92 27.17 21.56 32.27 23.42 4.39 10.53 15.98 8.19 6.09 6.18 6.22
Transm. 42.79 15.26 13.22 0.00 10.60 4.86 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.35 0.00
Dist. 29.18 15.45 29.13 71.95 15.19 8.42 14.43 25.75 14.80 7.26 7.37 8.31 4.97 2.07
Total 159.82 122.70 120.27 99.13 47.35 45.55 37.86 30.14 25.33 23.24 15.55 14.40 13.50 8.29
159.82
122.70 120.27
99.13
47.35 45.5537.86
30.1425.33 23.24
15.55 14.40 13.508.29
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
SA
IFI
Frecuencia de Interrupciones Promedio (SAIFI), por instalación causanteELECTRO ORIENTE - AÑO 2010
Dist. Transm. Gener. Total
22
Frecuencia de Inter., por instalación causante de los Sist. Elec. EOR.
Generación se traduce en Déficit de
Generación
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
BELLAVISTA
RIOJA ELOR
TARAPOTO RURAL
IQUITOS RURAL GERA
TARAPOTO
MOYOBAMBA
YURIMAGUAS IQUITOS NAUTA
CABALLOCOCHA
CONTAMANA
REQUENA
TAMSHIYACU
Gener. 339.13 283.04 196.36 38.02 28.10 76.05 52.33 4.94 27.06 25.26 2.28 6.13 8.82 4.55
Transm. 26.07 41.47 26.95 0.00 0.95 2.25 4.60 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Dist. 28.94 28.51 38.72 108.07 73.61 12.42 19.01 54.00 20.22 17.24 37.20 29.24 10.79 0.43
Total 394.14 353.03 262.03 146.09 102.65 90.71 75.94 58.94 47.28 42.50 39.49 35.36 19.61 4.98
394.14
353.03
262.03
146.09
102.6590.71
75.9458.94
47.28 42.50 39.49 35.3619.61
4.98
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
SA
IFI
Duración de Interrupciones Promedio (SAIDI), por instalación causanteELECTRO ORIENTE - AÑO 2010
Dist. Transm. Gener. Total
23
Duración de Interrupciones, por instalación causante de los Sist. Elec. EOR.
Generación se traduce en Déficit de
Generación
SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE
LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. BELLAVISTA.
24
PERIODO DE TRANSICIÓN DESPUÉS DE LA PERIODO DE TRANSICIÓN DESPUÉS DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA LÍNEA DE PUESTA EN SERVICIO DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. TRANSMISIÓN L-1016 TOCACHE BELLAVISTA.
25
Línea de Transmisión 138kV L-1016 Tocache - Bellavista
Línea: L-1016 Tocache - Bellavista.
26
N2
XS
Y 2
40
mm
²
YNd5
Dyn11
Dy5
TP-60YNd5
73 km
124 km
TP-1301YNyn0d5
TP-601YNyn0d5
YNd5
YNyn0d1
YNyn0d1
TP35-121YNyn0d5
TP-602035YNd11
TP-602045YNd11
22.96 kmAAAC 240 mm²
TP-607YNd11
Yd5-Yy6
Yd5
Yd5
YNyn6
YnD5
YNyn6
TP-1311YNyn0d5
1.7
km
AA
AC
70
mm
²
TP-YNd5
80.8 kmAAAC 240 mm²
109.9 kmAAAC 240 mm²
TP25-162YNyn0d5
44.42 kmAAAC 240 mm²
96.3 kmAAAC 240 mm²
T-2711YNd5
YNd5
3.5 km
TP-1331YNyn0d5
22
km
AS
CR
78
mm
²
17.5 kmASCR 78 mm²
TP-1314YNd5
TP-2221YN0
24
km
AA
AC
24
0 m
m²
Configuración antes del Configuración antes del ingreso de la L-1016 ingreso de la L-1016 Tocache BellavistaTocache Bellavista
27
YNyn6
TP-1311YNyn0d5
TP-2221YN0
24
km
AA
AC
24
0 m
m²
TP-1314YNd5
Yd5-Yy6
Yd5
Yd5
YNyn6
YnD5
N2
XS
Y 2
40
mm
²
YNd5
Dyn11
Dy5
22.96 kmAAAC 240 mm²
TP-607YNd11
1.7
km
AA
AC
70
mm
²
TP-YNd5
80.8 kmAAAC 240 mm²
109.9 kmAAAC 240 mm²
TP25-162YNyn0d5
44.42 kmAAAC 240 mm²
96.3 kmAAAC 240 mm²
T-2711YNd5
73 km
124 km
TP-1301YNyn0d5
TP-601YNyn0d5
YNd5
YNyn0d1
YNyn0d1
14
9.7
km
AA
AC
24
0 m
m²
TP35-121YNyn0d5
TP-60YNd5
YNd5
3.5 km
TP-1331YNyn0d5
22
km
AS
CR
78
mm
²
17.5 kmASCR 78 mm²
TP-602035YNd11
TP-602045YNd11
Configuración despues Configuración despues del ingreso de la L-1016 del ingreso de la L-1016
Tocache BellavistaTocache Bellavista
28
Eventos de falla en la L.T. 138kV L-1016 Tocache - Bellavista
En el periodo diciembre 2010 - febrero 2011, y en base al registro de interrupciones de la línea de transmisión L-1016, se ha registrado 19 eventos de falla en la misma línea de transmisión L-1016 (Tocache - Bellavista), dos de ellos fueron producto de fallas en la línea de transmisión L-1124 (Aucayacu – Tocache).
Línea 1016 Fase Causa Total
Falla bifásica R y S Caída de árbol sobre la línea 2
S y T Caída de árbol sobre la línea 1
Descarga Atmosférica 1
Falla monofásica a tierra R Caída de árbol sobre la línea 4
Descarga Atmosférica 2
Fenómeno no identificado 5
S Caída de árbol sobre la línea 1
Descarga Atmosférica 2
Recierre exitoso R Descarga Atmosférica 1
Total general 19
29
Eventos de falla en la L.T. 138kV L-1016 Tocache - Bellavista
De los 19 eventos ocurridos en la línea de transmisión L-1016 (Tocache - Bellavista), el 21% se debió a fallas bifásicas (10.5% fallas bifásicas “S-T” y 10.5% fallas bifásicas “R-S”), el 74% se debió a fallas monofásicas a tierra (57.9% fallas monofásicas fase “R” y 15.8% fallas monofásicas fase “S”) y hubo un recierre exitoso en la fase “R”, que representa el 5.3% de eventos suscitados.
2 2
11
3
1
0
2
4
6
8
10
12
R y S S y T R S R
Falla bifásica Falla monofásica Recierre exitoso
Tipo de evento en la Línea de Transmisión L-1016 (Tocache - Bellavista)
30
Eventos de falla en la L.T. 138kV L-1016 Tocache - Bellavista
Así mismo de los 19 eventos, el 42% se debió a caída de árbol o contacto de árbol sobre la línea de transmisión (de los cuales el 15.8% originaron una falla bifásica y el 26.3% concluyeron en una falla monofásica a tierra), el 32% se debió a descargas atmosféricas (de los cuales el 5.3% originaron un recierre exitoso, el 5.3% terminaron en una falla bifásica y el 21.1% concluyeron en una falla monofásica a tierra) y finalmente del 26.3% de los eventos no se identificaron la causa, estos concluyeron en fallas monofásicas.
3
5
1
4
1
5
0
1
2
3
4
5
6
Falla bifásica Falla monofásica
Falla bifásica Falla monofásica
Recierre exitoso Falla monofásica
Caída de árbol sobre la línea Descarga Atmosférica Fenómeno no identificado
Causas de los eventos en la Línea de Transmisión L-1016 (Tocache -Bellavista)
31
Eventos de falla en la L.T. 138kV L-1016 Tocache - Bellavista
De los 19 eventos registrados en la línea L-1016 (Tocache – Bellavista), el promedio de carga afectada es de 24 MW, las cargas afectadas principalmente fueron de Electro Oriente, provenientes de las subestaciones Tarapoto, Bellavista y Moyobamba; así mismo, en un porcentaje pequeño se afectó a cargas de Electro Tocache (S.E. Tocache) y Electro Centro (S.E. Aucayacu).
25.5
29.07
22.02 21.9
28.96
4.04 4.04
22.79
15.9
28
13.78
28.24
22.6
2.74
19.8
25.6
22.8
26.93
16.37
35.6
31.17
0
5
10
15
20
25
30
35
40
(1)
10/1
2/1
0 1
6:3
0
(2)
13/1
2/1
0 1
8:0
9
(3)
14/1
2/1
0 0
0:2
7
(4)
16/0
1/1
1 1
6:1
5
(5)
08/0
2/1
1 1
5:0
9
(6)
08/0
2/1
1 1
5:1
9
(7)
08/0
2/1
1 1
7:3
9
(8)
13/0
2/1
1 1
4:5
4
(9)
14/0
2/1
1 0
0:2
2
(10)
14/0
2/1
1 1
2:5
3
(11)
14/0
2/1
1 1
3:5
3
(12)
17/0
2/1
1 1
4:3
2
(13)
17/0
2/1
1 1
5:3
6
(14)
18/0
2/1
1 0
1:4
0
(15)
22/0
2/1
1 0
7:5
5
(16)
24/0
2/1
1 1
2:3
0
(17)
25/0
2/1
1 0
7:3
7
(18)
25/0
2/1
1 1
4:1
2
(19)
02/0
3/1
1 0
6:5
7
(20)
22/0
3/1
1 2
0:2
4
(21)
05/0
4/1
1 1
7:2
2
Evolucion de la carga afectada ante los eventos en la línea de transmisión L-1016 (Tocache - Bellavista)
Aucayacu Tocache Moyobamba Bellavista Tarapoto Total
32
Eventos de falla en la L.T. 138kV L-1016 Tocache - Bellavista
A continuación se muestra la ubicación de aquellos eventos donde se registró la distancia de cada falla.
18.3 km
32.0 km
58.5 km
149.2 km
18.02.11 01:40 hRecierre monofásicoexitoso en la fase R dela línea L-1016, debidoa una descargaatmosférica.
08.02.11 15:09 hFalla monofásica atierra en la fase "S",debido a caída de árbolsobre la línea.
14.02.11 00.22 hFalla monofásica a tierraen la fase "R", cuyacausa no ha sidoinformada.
14.02.11 12.53 hFalla monofásica atierra en la fase "R",debido a acercamientosde rama al conductor dela línea.
13.02.11 14.54 hFalla monofásica a tierraen la fase "R", cuyacausa no ha sidoinformada.
14.02.11 13:20 hFalla monofásica atierra en la fase "R",debido a acercamientosde rama al conductor dela línea.
25.02.11 07:37 hFalla monofásica a tierraen la fase "S", debido aprobable descargaatmosférica.
R
S
T
S.E. BellavistaS.E. Tocache
R
S
T
de 44
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN QUE EXCEDIERON EL LÍMITE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN QUE EXCEDIERON EL LÍMITE DE LA TASA DE FALLADE LA TASA DE FALLA
3
0
2
4
6
8
10
12
2010 A Mar-11 (2010-2 / 2011-1)
N°d
e de
scoe
nxio
nes
Líneas de Transmisión de 220kV que excedieron la tolerancia - Región Selva
Eteselva L-2251 AGUAYTIA - TINGO MARIA
Tolerancia Anual en LT 220kV de la Sierra/Selva mayores a
100km
2.84
4.823.86
13.74
7.208.04
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2010 A Mar-11 (2010-2 / 2011-1)
N°d
esco
nexi
ones
/ 1
00km
Líneas de Transmisión de 138kV que excedieron la tolerancia - Región Sierra /Selva
Southern Perú L-1385 ILO 1 - MILL SITE
Conenhua L-1040 CALLALLI - ARES
Electro sur Este L-1015 Mazuko - Puerto Maldonado
Electro Oriente L-1016 Tocache - Bellavista
Tolerancia Anual en LT 138kV de la
Sierra/Selva
34
IN 1313: Actuó 11 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘R’, zona 1.79- Lógica recierre 1FDisparo Z1 trifásicoCierre en falla (STOF)
IN 4260: Actuó 19 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘R’, zona 1.79- Lógica recierre 1FDisparo Z1 trifásicoCierre en falla (STOF)
IN 4088: Actuó 2 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘S’, zona 1.79- Lógica recierre 1F
IN 4181: Actuó 3 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘S’, zona 1.79- Lógica recierre 1F21N, fase ‘RST’, zona 1
IN 4080: Actuó 2 veces el REL670 Señalizando fuente débil (Weak Infeed)
35
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN
SAN MARTINSAN MARTIN
5.7 6.1 7.6 0.9 8.4 4.74.7 3.7
2.82.0
1.8
2.5
66.855.4
28.327.2
40.736.0
21.124.9
14.223.0
7.2
48.1
87.3
86.8 71.2
21.6 28.5
4.5
159.8
61.5
122.7
28.1
120.3
40.747.3
28.6
45.5
24.913.5
50.6
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011
Rioja ELOR Bellavista Tarapoto Rural Moyobamba Tarapoto Gera
SAIFIEvolución de la Frecuencia promedio de interrupciones - SAIFI
(Año 2010 y 2011)
R.C.
No Prog.
Prog.
Total
36
INDICADORES DE PERFORMANCE DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS UBICADOS EN LA REGIÓN SAN MARTIN
Del año 2010 al 2011 (Información a junio 2011), la frecuencia promedio de interrupciones (SAIFI) de los sistemas eléctricos ubicados en la región San Martin se han reducido considerablemente, ha excepción del Sistema Eléctrico Gera, cuya causa principal en el año 2011 se debe a contacto de red con árbol y descargas atmosféricas.
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTINPERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN
R.C.: Rechazo de Carga (relacionado con déficit
de generación)
24.82.2
16.3 33.3 35.5 18.7 2.513.3
9.0 5.910.5
15.0
38.9
23.5
55.156.4
35.3 45.8 79.2 37.36.9 14.3 13.1
17.7
330.4
281.6
191.2
20.974.7 52.3
394.1
25.8
353.0
89.7
262.0
64.5
102.7
50.6
90.7
20.2
75.9
32.7
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011
Bellavista Rioja ELOR Tarapoto Rural Gera Tarapoto Moyobamba
SAIDIEvolución de la Frecuencia promedio de interrupciones - SAIDI
(Año 2010 y 2011)
R.C.
No Prog.
Prog.
Total
37
INDICADORES DE PERFORMANCE DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS UBICADOS EN LA REGIÓN SAN MARTIN
Asimismo la duración promedio de interrupciones (SAIDI) de los sistemas eléctricos ubicados en la región San Martin se han reducido considerablemente, debido a la interconexión de la región San Martin al SEIN con esto se elimino los problemas de Déficit de generación.
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTINPERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN
R.C.: Rechazo de Carga (relacionado con déficit
de generación)
38
45.54
10.33
9.19
7.43
6.76
35.54
29.59
9.23
9.02
5.25
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Déficit de generación
Corte de emergencia
Falla equipo
Falla sistema interconectado
Por mantenimiento
Descargas atmosféricas
Contacto de red con árbol
Contacto entre conductores
Por mantenimiento
Falla equipo
2010
SA
IFI:
47.3
2011
SA
IFI:
28.6
% de Incidencia en el indicador.
Causas principales de interrupcion y su incidencia en la frecuencia promedio de interrupciones (SAIFI) -Sist. Elec. Moyobamba
El mayor porcentaje de interrupciones en el sistema eléctrico Moyobamba, en el año 2010 fue debido a “Déficit de Generación”, con una incidencia del 45.54%, mientras que en el año 2011 se debió principalmente a “Descargas Atmosféricas” con una incidencia de 35.54%.
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTINPERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN
CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Moyobamba
Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio
SAIFI
2011
2010
39
La duración de interrupciones durante el año 2010 en el sistema eléctrico Moyobamba, fue debido principalmente a “Déficit de generación”, con una incidencia de 68.91%, mientras que en el año 2011, se debió a “Mantenimiento”, con una incidencia de 35.04%.
CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Moyobamba
68.91
9.92
5.47
3.86
3.38
35.04
20.40
18.91
10.76
6.54
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Déficit de generación
Por mantenimiento
Corte de emergencia
Por reforzamiento de redes
Falla equipo
Por mantenimiento
Contacto de red con árbol
Descargas atmosféricas
Por reforzamiento de redes
Contacto entre conductores
2010
SA
IDI:
75.9
2011
SA
IDI:
32.7
% de Incidencia en el indicador.
Causas principales de interrupcion y su incidencia en la duracion promedio de interrupciones (SAIDI)-Sist. Elec. Moyobamba
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTINPERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN
Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio
SAIDISAIDI
2011
2010
40
CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Tarapoto
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTINPERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN
62.57
8.59
7.97
5.22
4.25
27.32
13.29
12.18
11.02
8.75
0 10 20 30 40 50 60 70
Déficit de generación
Corte de emergencia
Falla sistema interconectado
Contacto de red con árbol
Por mantenimiento
Caída conductor red
Descargas atmosféricas
Falla sistema interconectado
Contacto de red con árbol
Falla equipo
2010
SA
IFI:
45.5
2011
SA
IFI:
24.9
% de Incidencia en el indicador.
Causas principales de interrupcion y su incidencia en la frecuencia promedio de interrupciones (SAIFI) -Sist. Elec. Tarapoto
El mayor porcentaje de interrupciones en el sistema eléctrico Tarapoto, en el año 2010 fue debido a “Déficit de Generación”, con una incidencia del 62.57%, mientras que en el año 2011 se debió principalmente a “Caída de conductor de red” con una incidencia de 27.32%.
Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio
SAIFISAIFI
2011
2010
41
CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Tarapoto
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTINPERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN
82.39
6.38
3.57
2.37
1.39
28.81
19.90
10.27
7.51
7.10
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Déficit de generación
Por mantenimiento
Por reforzamiento de redes
Corte de emergencia
Caída conductor red
Por reforzamiento de redes
Contacto de red con árbol
Caída de árbol
Falla equipo
Caída conductor red
2010
SA
IDI:
90.7
2011
SA
IDI:
20.2
% de Incidencia en el indicador.
Causas principales de interrupcion y su incidencia en la duracion promedio de interrupciones (SAIDI)-Sist. Elec. Tarapoto
La duración de interrupciones durante el año 2010 en el sistema eléctrico Tarapoto, fue debido principalmente a “Déficit de generación”, con una incidencia de 82.39%, mientras que en el año 2011, se debió a “Reforzamiento de redes”, con una incidencia de 28.81%.
Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio
SAIDISAIDI
2011
2010
42
CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Bellavista
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTINPERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN
70.76
5.89
5.89
4.15
4.12
50.40
25.71
7.18
3.62
3.07
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Déficit de generación
Contacto de red con árbol
Por reforzamiento de redes
Falla sistema interconectado
Corte de emergencia
Contacto de red con árbol
Descargas atmosféricas
Contacto entre conductores
Falla sistema interconectado
Corte de emergencia
2010
SA
IFI:
122.
720
11S
AIF
I: 28
.1
% de Incidencia en el indicador.
Causas principales de interrupcion y su incidencia en la frecuencia promedio de interrupciones (SAIFI) -Sist. Elec. Bellavista
El mayor porcentaje de interrupciones en el sistema eléctrico Bellavista, en el año 2010 fue debido a “Déficit de Generación”, con una incidencia del 70.76%, mientras que en el año 2011 se debió principalmente a “Contacto de red con Árbol” con una incidencia de 50.40%.
Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio
SAIFISAIFI
2011
2010
43
CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Bellavista
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTINPERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN
83.83
6.17
2.82
2.03
1.54
44.45
15.83
6.63
6.60
6.19
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Déficit de generación
Por reforzamiento de redes
Contacto de red con árbol
Corte de emergencia
Falla equipo
Contacto de red con árbol
Descargas atmosféricas
Caída de árbol
Corte de emergencia
Por mantenimiento
2010
SA
IDI:
394.
120
11S
AID
I: 25
.8
% de Incidencia en el indicador.
Causas principales de interrupcion y su incidencia en la duracion promedio de interrupciones (SAIDI)-Sist. Elec. Bellavista
La duración de interrupciones durante el año 2010 en el sistema eléctrico Bellavista, fue debido principalmente a “Déficit de generación”, con una incidencia de 83.83%, mientras que en el año 2011, se debió a “Contacto de red con árbol”, con una incidencia de 44.45%.
Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio
SAIDISAIDI
2011
2010
44
ANÁLISIS DE CAUSAS DE LAS INTERRUPCIONES Y PROPUESTA DE REDUCCIÓN
45
Porcentaje de incidencias de las principales causas de las
interrupciones en Electro Oriente 2010
46
Porcentaje de incidencias de las principales causas de las
interrupciones en Electro Oriente 2011
(proyectado)
Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta abril. 2011.
RESULTADOS: APLICACIÓN DE LA REDUCCION DE CAUSAS A ELECTRO
ORIENTE – 2010 y 2011
4.3 2.9 3.2 4.2 4.2 5.1 5.2
12.212.1
13.9
23.7 25.330.3
62.8
2.6 2.7 1.4
0.3
10.5
30.7
0.1
19.217.7 18.5
28.1
40.0
66.168.1
23.723.7
20.4 28.2
31.1
18.4 18.4
11.0 12.1 12.1 12.210.4 8.3
8.3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza y Límites - Electro Oriente
R.C. No Programado Programado
SAIFI Total SAIFI Esperado Total SAIFI Esperado de MT
9.2 5.5 5.7 9.1 11.1 16.2 17.1
7.87.0
9.9
22.7 22.2
31.4
60.0
0.802.0 0.5
0.04
23.8
97.0
0.02
17.814.5 16.1
31.8
57.1
144.6
77.1
27.7
36.7
32.6
44.6
62.5
30.7 30.7
20.0 23.4 23.3 23.820.1 16.0
16.0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y Límites - Electro Oriente
R.C. No Programado Programado
SAIDI Total SAIDI Esperado Total SAIDI Esperado de MT
4.3 2.9 3.2 4.2 4.2 3.1 4.3
12.212.1
13.9
23.7
25.3
13.4
32.6
2.62.7
1.4
0.3
10.5
18.4
19.217.7 18.5
28.1
40.0
34.936.9
23.7 23.7
20.4
28.2
31.1
18.4 18.4
11.0 12.1 12.1 12.210.4 8.3
8.3
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza y Límites - Electro Oriente, recalculado
R.C. No Programado ProgramadoSAIFI Total SAIFI Esperado Total SAIFI Esperado de MT
9.2 5.5 5.7 9.1 11.1 9.913.8
7.87.0
9.9
22.7 22.2
14.6
26.2
0.82.0
0.5
0.04
23.8
58.1
17.814.5 16.1
31.8
57.1
82.6
40.0
27.7
36.7
32.6
44.6
62.5
30.7 30.7
20.023.4 23.3 23.8
20.116.0
16.0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y Límites - Electro Oriente, recalculado
R.C. No Programado ProgramadoSAIDI Total SAIDI Esperado Total SAIDI Esperado de MT
47
Reducción
47% 46%Reducción
43%
48%
Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.
1.34.2 3.2 3.9 4.3
7.410.1
10.619.9 18.3
21.1
49.8
0.3
0.9
7.7
20.6
11.6
15.7
23.0
29.8
46.0
57.2
12.5 12.5 12.510.5
8.56.5
0
10
20
30
40
50
60
70
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza y Límites.
R.C. No Programado Programado SAIFI Total Límites
2.37.5 7.0 9.4 10.2
30.0
4.7
7.5 8.98.6
13.1
35.5
0.05
0.2
9.1
49.7
7.0
15.2 15.8
27.1
73.1
65.4
21.0 21.0 21.017.0
14.010.0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y Límites.
R.C. No Programado Programado SAIDI Total Límites
1.34.2 3.2 3.9 2.7
8.110.1
10.6
19.918.3
10.9
31.4
0.3
0.9
7.7
12.6
11.6
15.7
23.0
29.8
26.1
39.5
12.5 12.5 12.5
10.58.5
6.5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza y Límites - Recalculado
R.C. No Programado Programado SAIFI Total Límites
2.3
7.5 7.09.4
5.8
26.6
4.7
7.5 8.9
8.6
6.4
12.6
0.05
0.2
9.1
30.2
7.0
15.2 15.8
27.1
42.5
39.2
21.021.0 21.0
17.0
14.0
10.0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y Límites - Recalculado.
R.C. No Programado Programado SAIDI Total Límites
48
APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO MOYOBAMBAAL SISTEMA ELÉCTRICO MOYOBAMBA
> % Déficit de generación
> % Descargas atmosféricas > % Déficit de
generación
> % Por mantenimiento
Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.
Aplicando criterios de reducción:
1.34.2 3.2 3.9 2.6 3.9
10.1
10.6
19.9 18.313.8
45.9
0.3
0.9
7.7
27.3
11.6
15.7
23.0
29.8
43.7
49.9
12.5 12.512.5
10.58.5
6.5
0
10
20
30
40
50
60
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza y Límites.
R.C. No Programado Programado SAIFI Total Límites
2.37.5 7.0 9.4 8.1 11.84.7
7.5 8.98.6
6.5
28.7
0.05
0.2
9.1
71.8
7.0
15.2 15.8
27.1
86.5
40.4
21.021.0 21.0
17.014.0
10.0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y Límites.
R.C. No Programado Programado SAIDI Total Límites
1.34.2 3.2 3.9
1.64.6
10.1
10.6
19.9 18.3
5.9
25.9
0.3
0.9
7.7
16.4
11.6
15.7
23.0
29.8
23.9
30.5
12.5 12.512.5
10.5
8.56.5
0
5
10
15
20
25
30
35
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza y Límites - Recalculado
R.C. No Programado Programado SAIFI Total Límites
2.37.5 7.0 9.4
5.0
13.04.7
7.5 8.98.6
2.5
13.1
0.05
0.2
9.1
42.8
7.0
15.2 15.8
27.1
50.3
26.1
21.0 21.0 21.0
17.014.0
10.0
0
10
20
30
40
50
60
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y Límites - Recalculado.
R.C. No Programado Programado SAIDI Total Límites
49
> % caída conductor de red
> % Déficit de generación
> % Déficit de generación
> % por reforzamiento de
redes
Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.
APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTOAL SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTO
Aplicando criterios de reducción:
1.0 4.0 5.5 7.6 1.81.9
26.1
39.127.0
54.5
31.2
79.8
2.9
30.1
75.8
114.4
56.3
20.1 20.1 19.1 17.1 16.1
0
20
40
60
80
100
120
140
2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza y Límites.
R.C. No Programado Programado SAIFI Total Límites
1.7 7.4 12.7 24.84.5
1.5 34.2 32.237.2 47.1
70.1
305.1
3.2
41.6
114.9
367.0
51.636.4 36.4 33.4 31.4 28.4
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y Límites.
R.C. No Programado Programado SAIDI Total Límites
1.0 4.0 5.5 4.62.4
1.9
26.1
39.1
12.2
36.9
31.2
48.6
2.9
30.1
75.8
65.3
39.3
20.1 20.1 19.1 17.1 16.1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza y Límites - Recalculado
R.C. No Programado Programado SAIFI Total Límites
1.77.4 12.7 15.0 5.31.5
34.2 32.215.8 26.6
70.1
184.6
3.2
41.6
114.9
215.4
31.936.4 36.4 33.4 31.4
28.4
0
50
100
150
200
250
2007 2008 2009 2010 2011
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y Límites - Recalculado.
R.C. No Programado Programado SAIDI Total Límites
50
> % Déficit de generación
> % Contacto de red con
árbol
> % Déficit de generación
> % Contacto de red con
árbol
Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.
APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO BELLAVISTAAL SISTEMA ELÉCTRICO BELLAVISTA
Aplicando criterios de reducción:
51
Compensaciones por calidad de Suministro y Compensaciones por calidad de Suministro y Tensión en Electro OrienteTensión en Electro Oriente
52
Compensaciones Calidad de Suministro realizadas por Región
153.
19
66.5
4
378.
00
926.
25
26.0
8
32.2
1
725.
87
543.
21
-
200
400
600
800
1,000
1,200
S1-2009 S2-2009 S1-2010 S2-2010
Co
mp
ensa
ció
n [M
iles
US
$]
Compensación Calidad de Suministro Electro Oriente
LORETO
SAN MARTIN
Compensación Calidad de Suministro EOR [Miles US $]
Semestre LORETO SAN MARTIN Total
S1-2009 153.19 26.08 179.27
S2-2009 66.54 32.21 98.75
S1-2010 378.00 725.87 1,103.86
S2-2010 926.25 543.21 1,469.45
Total General $1,523.97 $1,327.36 $2,851.34
fuente: CI1
Número de clientes compensados por Mala Calidad de Suministro EOR
Semestre LORETO SAN MARTIN Total
S1-2009 47,609 23,911 71,520
S2-2009 33,410 26,265 59,675
S1-2010 49,539 31,942 81,481
S2-2010 62,785 34,183 96,968
Total General 193,343 116,301 309,644
fuente: CTE
Aproximación x cliente (US $)
Semestre LORETO SAN MARTIN Total
S1-2009 3.22 1.09 2.51S2-2009 1.99 1.23 1.65S1-2010 7.63 22.72 13.55S2-2010 14.75 15.89 15.15Total General $7.88 $11.41 $9.21
53
Compensaciones Calidad de Tensión realizadas por Región
7.98 8.65 10
.82 14
.16
29.8
0
25.6
8
11.9
8
12.1
6
-
10
20
30
40
S1-2009 S2-2009 S1-2010 S2-2010
Co
mp
ensa
ció
n [M
iles
US
$]
Compensación Calidad de Tensión Electro Oriente
LORETO
SAN MARTIN
Compensación Calidad de Tensión EOR [Miles US $]
Semestre LORETO SAN MARTIN Total
S1-2009 7.98 29.80 37.79
S2-2009 8.65 25.68 34.33
S1-2010 10.82 11.98 22.80
S2-2010 14.16 12.16 26.32
Total General $41.61 $79.63 $121.24
fuente: CTE
Número de clientes compensados por Mala Calidad de Tensión EOR
Semestre LORETO SAN MARTIN Total
S1-2009 3,589 5,142 8,731
S2-2009 4,288 5,459 9,747
S1-2010 4,060 4,483 8,543
S2-2010 4,818 4,851 9,669
Total General 16,755 19,935 36,690
fuente: CTE
Aproximación x cliente (US $)
Semestre LORETO SAN MARTIN Total
S1-2009 2.22 5.8 4.33S2-2009 2.02 4.7 3.52S1-2010 2.67 2.67 2.67S2-2010 2.94 2.51 2.72Total General $2.48 $3.99 $3.30
54
Compensación por calidad de Suministro realizadas por Sistema Eléctrico
153.
19
66.5
4
378.
00
926.
25
25.8
1
32.2
0
725.
87
543.
21
0.26
0.02
-
200
400
600
800
1,000
1,200
S1-2009 S2-2009 S1-2010 S2-2010
Co
mp
ensa
ció
n [M
iles
US
$]
Compensación Calidad de Suministro Electro Oriente
S.E. IQUITOS
TARAPOTO-MOYOBAMBA
YURIMAGUAS
Compensación Calidad de Suministro EOR [Miles US $]
SemestreS.E.
IQUITOSS.E. IQUITOS
RURAL
TARAPOTO-MOYOBAMB
A
BELL-GERA-TARA RURAL
YURIMAGUAS
Total
S1-2009 153.19 25.81 0.26 179.27
S2-2009 66.54 32.20 0.02 98.75
S1-2010 378.00 725.87 1,103.86
S2-2010 926.25 543.21 1,469.45
Total General
$1,523.97 $0.00 $1,327.08 $0.00 $0.28 $2,851.34
fuente: CI1
Número de clientes compensados por Mala Calidad de Suministro EOR
SemestreS.E.
IQUITOSS.E. IQUITOS
RURAL
TARAPOTO-MOYOBAMB
A
BELL-GERA-TARA RURAL
YURIMAGUAS
Total
S1-2009 47,609 23,650 261 71,520
S2-2009 33,410 26,264 1 59,675
S1-2010 49,539 31,942 81,481
S2-2010 62,785 34,183 96,968
fuente: CI1
Aproximación x cliente (US $)
SemestreS.E.
IQUITOSS.E. IQUITOS
RURAL
TARAPOTO-MOYOBAMB
A
BELL-GERA-TARA RURAL
YURIMAGUAS
Total
S1-2009 3.22 1.09 1.01 2.51
S2-2009 1.99 1.23 15.15 1.65
S1-2010 7.63 22.72 13.55
S2-2010 14.75 15.89 15.15
55
Compensación por calidad de Tensión realizadas por Sistema Eléctrico
7.98 8.65 10
.81 13
.83
0.02
0.33
28.5
7
23.5
0
11.9
8
12.1
6
0.02
0.021.
21 2.16
-
5
10
15
20
25
30
35
40
S1-2009 S2-2009 S1-2010 S2-2010
Co
mp
ensa
ció
n [M
iles
US
$]
Compensación Calidad de Tensión Electro Oriente
S.E. IQUITOSS.E. IQUITOS RURALTARAPOTO-MOYOBAMBABELL-GERA-TARA RURALYURIMAGUAS
Compensación Calidad de Tensión EOR [Miles US $]
SemestreS.E.
IQUITOSS.E. IQUITOS
RURAL
TARAPOTO-MOYOBAMB
A
BELL-GERA-TARA RURAL
YURIMAGUAS
Total
S1-2009 7.98 28.57 0.02 1.21 37.79
S2-2009 8.65 23.50 0.02 2.16 34.33
S1-2010 10.81 0.02 11.98 22.80
S2-2010 13.83 0.33 12.16 26.32
Total General
$41.26 $0.35 $76.21 $0.04 $3.37 $121.24
fuente: CTE
Número de clientes compensados por Mala Calidad de Tensión EOR
SemestreS.E.
IQUITOSS.E. IQUITOS
RURAL
TARAPOTO-MOYOBAMB
A
BELL-GERA-TARA RURAL
YURIMAGUAS
Total
S1-2009 3,589 4,745 86 311 8,731
S2-2009 4,288 4,967 86 406 9,747
S1-2010 4,022 38 4,483 8,543
S2-2010 4,651 167 4,851 9,669
fuente: CTE
Aproximación x cliente (US $)
SemestreS.E.
IQUITOSS.E. IQUITOS
RURAL
TARAPOTO-MOYOBAMB
A
BELL-GERA-TARA RURAL
YURIMAGUAS
Total
S1-2009 2.22 6.02 0.26 3.89 4.33
S2-2009 2.02 4.73 0.25 5.33 3.52
S1-2010 2.69 0.40 2.67 2.67
S2-2010 2.97 2.00 2.51 2.72
56
SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTEELECTRO ORIENTE
57
SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTE EN EL AÑO 2009
58
SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTE EN EL AÑO 2009
Total (2009): S/. 2,642,397.87 1 UIT (Año 2009): 3550 Nuevos Soles
59
SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTE EN EL AÑO 2010
60
SANCIONES IMPUESTAS A LA EMPRESA ELECTRO ORIENTE EN EL AÑO 2010
Total (2010): S/. 519,815.82
1 UIT (Año 2010): 3600 Nuevos Soles
61
Conclusiones:Conclusiones:
62
Situación actual de los sistemas eléctricos pertenecientes a la región San Martin
•Durante el año 2011 se pudo apreciar que se ha eliminado la incidencia de interrupciones a cusa de déficit de generación, asimismo se ha reducido los valores de los indicadores SAIFI ( Bellavista en 77%, Tarapoto rural en 66 % y Rioja en 62%)y SAIDI ( Bellavista en 93%, Taropoto en 78 %, Rioja y Tarapoto rural en 75%) de los sistemas eléctricos asociados a la región San Martin, sin embargo estos valores aun están por encima del valor esperado y deben ser tratados de manera puntual según las siguientes causas:
• Descargas atmosféricas, , se puede reducir mejorando la coordinación del aislamiento y el sistema de puesta a tierra PAT de las redes de media tensión
• Contacto de red con árbol, con un programa de mantenimiento centrado en la confiabilidad (MCC), se puede reducir esta causa de interrupciones.
• Por mantenimiento y reforzamiento de redes, promover el mantenimiento en caliente y/o centrado en la confiabilidad de los componentes de acuerdo a cada zona.
Conclusiones
Ing. Leonidas Sayas PomaIng. Leonidas Sayas PomaGerencia de Fiscalización EléctricaGerencia de Fiscalización Eléctrica
[email protected]@osinerg.gob.pe
Tarapoto, agosto de 2011Tarapoto, agosto de 2011
““Evaluación de la Calidad Evaluación de la Calidad de Suministro de la de Suministro de la Región San MartínRegión San Martín””
““Evaluación de la Calidad Evaluación de la Calidad de Suministro de la de Suministro de la Región San MartínRegión San Martín””