Ing. Leonidas Sayas Poma Gerencia de Fiscalización Eléctrica [email protected]

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””


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



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



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



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



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)



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


SAIDI Total SAIDI Esperado Total SAIDI Esperado de MT



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


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




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



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



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



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



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



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



TP25-162YNyn0d5



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


TP-607YNd11

1.7

km

AA

AC

70

mm

²

TP-YNd5



TP25-162YNyn0d5



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


Fenómeno no identificado 5

S Caída de árbol sobre la línea 1


Recierre exitoso R Descarga Atmosférica 1

Total general 19

29


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


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


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


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.


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%.


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


Por mantenimiento

Corte de emergencia

Por reforzamiento de redes

Falla equipo

Por mantenimiento





2010

SA

IDI:

75.9

2011

SA

IDI:

32.7


Causas principales de interrupcion y su incidencia en la duracion promedio de interrupciones (SAIDI)-Sist. Elec. Moyobamba



SAIDISAIDI

2011

2010

40

CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Tarapoto


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


Corte de emergencia



Por mantenimiento

Caída conductor red




Falla equipo

2010

SA

IFI:

45.5

2011

SA

IFI:

24.9


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%.


SAIFISAIFI

2011

2010

41

CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Tarapoto


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


Por mantenimiento


Corte de emergencia




Caída de árbol

Falla equipo


2010

SA

IDI:

90.7

2011

SA

IDI:

20.2


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%.


SAIDISAIDI

2011

2010

42

CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Bellavista


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





Corte de emergencia





Corte de emergencia

2010

SA

IFI:

122.

720

11S

AIF

I: 28

.1


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%.


SAIFISAIFI

2011

2010

43

CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Bellavista


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




Corte de emergencia

Falla equipo



Caída de árbol

Corte de emergencia

Por mantenimiento

2010

SA

IDI:

394.

120

11S

AID

I: 25

.8


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%.


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



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



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


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.


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


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



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



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



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



49

> % caída conductor de red



> % por reforzamiento de

redes


APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTOAL SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTO


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



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



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



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



50


> % Contacto de red con

árbol


> % Contacto de red con

árbol


APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO BELLAVISTAAL SISTEMA ELÉCTRICO BELLAVISTA


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


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 $)


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 $]


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


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



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


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


SemestreS.E.

IQUITOSS.E. IQUITOS

RURAL

TARAPOTO-MOYOBAMB

A


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


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


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


SemestreS.E.

IQUITOSS.E. IQUITOS

RURAL

TARAPOTO-MOYOBAMB

A


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


Total (2009): S/. 2,642,397.87 1 UIT (Año 2009): 3550 Nuevos Soles

59


60


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



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Ing. Leonidas Sayas Poma Gerencia de Fiscalización Eléctrica [email protected]