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Ing. Leonidas Sayas Poma Gerencia de Fiscalización Eléctrica lsayas@osinerg.gob.pe

“ Evaluación de la Calidad de Suministro de la Región San Martín ”. Ing. Leonidas Sayas Poma Gerencia de Fiscalización Eléctrica lsayas@osinerg.gob.pe. Tarapoto, agosto de 2011. Contenido. Objetivos

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  1. “Evaluación de la Calidad de Suministro de la Región San Martín” Ing. Leonidas Sayas Poma Gerencia de Fiscalización Eléctrica lsayas@osinerg.gob.pe Tarapoto, agosto de 2011

  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 kVTocache Bellavista ( 149 km).

  3. MODELO DE SUPERVISIÒN

  4. PROCEDIMIENTOS DE SUPERVISIÒN

  5. MONITOREO DE INDICADORES

  6. INDICADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO El objetivo de un Sistema eléctrico es asegurar un nivel satisfactorio de la prestación de los servicios eléctricos garantizando a los clientes un suministro eléctrico de las siguientes características: Continuo Adecuado, Confiable Seguro Oportuno y de Calidad La 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.

  7. ¿CALIDAD DE SUMINISTRO ES UNA PERCEPCIÓN? REGULADOR Punto de vista de la Concesionaria Punto de vista de usuario LEYES DE LA GESTALT Es imposible percibir simultáneamente dos figuras (reversibilidad)

  8. Indicadores sistémicos que miden la calidad de suministro(P-074-2003 y Std- IEEE- 1366-2003) 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 período N: Número de usuarios del Sistema Eléctrico al final del período. Estos indicadores miden el comportamiento del sistema eléctrico en su conjunto • 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 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.

  9. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA.

  10. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Evolución de la máxima demanda y oferta de generación 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.

  11. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. 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.

  12. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Acciones efectuadas por la concesionaria para superar la problemática Alquiler de grupos de emergencia Electro 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 grupos Electro 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. Gera Electro 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).

  13. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Acciones efectuadas por la concesionaria para superar la problemática Ejecución de obra de la LT-138 kV Tocache-Bellavista Resumen de características La 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 obra El 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.

  14. PERFORMANCE EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LA REGIÓN SAN MARTIN PERTENECIENTES A ELECTRO ORIENTE EVALUACIÓN 2010

  15. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por empresas de distribución.

  16. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Evolución de los Indicadores de Calidad – Electro Oriente

  17. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL POR NATURALEZA

  18. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL SEGÚN INSTALACIÓN CAUSANTE

  19. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por sistemas eléctricos de EOR

  20. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Frecuencia de Interrupciones, según naturaleza de los Sist. Elec. EOR. Rechazo de carga (RC), se traduce en Déficit de Generación

  21. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Duración de Interrupciones, según naturaleza de los Sist. Elec. EOR. Rechazo de carga (RC), se traduce en Déficit de Generación

  22. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. Frecuencia de Inter., por instalación causante de los Sist. Elec. EOR. Generación se traduce en Déficit de Generación

  23. SITUACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN ANTES DE LA PUESTA EN SERVICIO DE LA L-1016 TOCACHE BELLAVISTA. 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 PUESTA EN SERVICIO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN L-1016 TOCACHE BELLAVISTA.

  25. Línea de Transmisión 138kV L-1016 Tocache - Bellavista Línea: L-1016 Tocache - Bellavista.

  26. Configuración antes del ingreso de la L-1016 Tocache Bellavista

  27. Configuración despues del ingreso de la L-1016 Tocache 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).

  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.

  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.

  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).

  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.

  33. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN QUE EXCEDIERON EL LÍMITE DE LA TASA DE FALLA de 44

  34. IN 4181: Actuó 3 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘S’, zona 1. 79- Lógica recierre 1F 21N, fase ‘RST’, zona 1 IN 4088: Actuó 2 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘S’, zona 1. 79- Lógica recierre 1F IN 4260: Actuó 19 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘R’, zona 1. 79- Lógica recierre 1F Disparo Z1 trifásico Cierre en falla (STOF) IN 4080: Actuó 2 veces el REL670 Señalizando fuente débil (Weak Infeed) IN 1313: Actuó 11 veces el REL670 Señalizando 21N, fase ‘R’, zona 1. 79- Lógica recierre 1F Disparo Z1 trifásico Cierre en falla (STOF)

  35. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN

  36. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN 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. R.C.: Rechazo de Carga (relacionado con déficit de generación)

  37. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN 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. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – 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%. SAIFI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

  39. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Moyobamba 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%. SAIDI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

  40. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – 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%. SAIFI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

  41. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – 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%. SAIDI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

  42. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – 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%. SAIFI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

  43. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PERTENECIENTES A LA REGIÓN SAN MARTIN CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – 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%. SAIDI 2011 2010 Los valores del 2011 están actualizados al mes de junio

  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.

  47. RESULTADOS: APLICACIÓN DE LA REDUCCION DE CAUSAS A ELECTRO ORIENTE – 2010 y 2011 47% 46% 43% Reducción Reducción 48% Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.

  48. APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO MOYOBAMBA > % Por mantenimiento > % Descargas atmosféricas > % Déficit de generación > % Déficit de generación Aplicando criterios de reducción: Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.

  49. APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO TARAPOTO > % caída conductor de red > % Déficit de generación > % Déficit de generación > % por reforzamiento de redes Aplicando criterios de reducción: Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.

  50. APLICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CAUSAS AL SISTEMA ELÉCTRICO BELLAVISTA > % Déficit de generación > % Déficit de generación > % Contacto de red con árbol > % Contacto de red con árbol Aplicando criterios de reducción: Los valores del 2011 son una proyección de los valores reportas hasta junio. 2011.

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