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SINAC: J-ltr`()

1. Barsi K 02 1 55 19 19 28 20 54 58 95 50 EDN Pando PA 05 2 52 19 19 36 21 11 02 111 43 EDN Maranga MA 11 2 54 19 19 46 19 55 05 35 32 EDN Barsi K 21 1 33 19 20 44 20 55 16 94 53 i PA 210907 EDN Barsi K 09 2 12 19 20 45 20 54 52 94 12 EDEGEL 50 TGA de la C T Ventanilla y EDN Pershing Q 06 4 30 20 01 12 20 55 04 53 87 COES 50 EDN Pershing Q 14 4 64 20 01 12 20 52 13 51 02 EDS Pachacamac PA03 2 99 19 20 20 19 57 14 36 90 EDS Pachacamac PA04 4 09 19 20 20 19 57 51 37 52 EDS Pachacamac PA05 3 59 19 20 20 20 54 31 94 18 EDS Pachacamac PA06 3 60 19 20 20 20 54 50 94 50 ELC Oroya 0 10 19 19 00 19 40 00 21 00 Contin a L A sa es ANDRES VARGAS A EERENS eto PINa l n de Evalvaci n Tag JAIME GUERRA MONTES BE 08A P gina 1 de2 INAC DIRECTOR DE OPERACIONES Ben Cip Doa COES SINAC Viene de la p gina anterior DEMO ASIGNACION DE ITEM EVENTO A SUMINISTROS AFECTADOS INTERRUMPIDA HORAS bo OS EMPRESAS POR EQUIPO EVENTO MW TRANSGRESIONES A LA NTCSE Minera Yanacocha 0 70 19 18 00 19 21 00 3 00 Shougang TL2 3 60 19 18 00 19 48 00 30 00 EDN Tom s Valle TV 01 3 75 19 20 42 19 50 19 29 62 EDN Tom s Valle TV 02 3 55 19 20 42 19 50 19 29 62 EDN Tom s Valle TV 03 4 01 19 20 42 21 11 24 110 70 EDN Tom s Valle TV 04 3 07 19 20
2. Ventanilla con 150 MW debido a falla en el software del sistema de control Como consecuencia la frecuencia en el SEIN disminuy desde 60 02 Hz hasta 59 01 Hz activando el esquema de rechazo autom tico de carga por rel s de m nima frecuencia ERACMF Seguidamente la frecuencia se recuper hasta 59 259 Hz pero no se pudo sostener y nuevamente inici un proceso de disminuci n alcanzando una frecuencia de 59 005 Hz debido al crecimiento de la demanda en el SEIN y el d ficit de reserva para atender ambos sucesos Como consecuencia de la nueva disminuci n de frecuencia en el SEIN se activ el ERACMF interrumpiendo un total de 87 98 MW Asimismo el Coordinador del SEIN dispuso el rechazo manual de carga del cliente Cementos Lima y dispuso que no suba su carga el cliente Aceros Arequipa debido al d ficit de potencia activa en el SEIN La unidad TGA entr en servicio a las 01 33 h del 22 03 2007 operando en ciclo abierto CONDICI N DEL SISTEMA PREVIA AL EVENTO Las unidades TG3 y TG4 de la C T Ventanilla se encontraban operando en ciclo abierto y la unidad TV se encontraba fuera de servicio por un mantenimiento correctivo Las condiciones operativas del SEIN previas al evento fueron las siguientes a Principales centros de generaci n A 1 C H Huinco 217 41 4 Asignada para dar 35 MW de RSF Asignada para dar 60 MW de RPF sin embargo esta central realizaba 2 8 Mentaro 419 88 7 limpieza en el rea de
3. 05 Pando 1 EDN Maranga MA 11 Maranga 1 ES EDN Barsi K 21 Barsi 1 EDN Barsi K 09 Barsi 1 A EDN Pershing Q 06 Pershing 1 d EDN Pershing Q 14 Pershing 1 EDS Pachacamac PA03 Pachacamac 2 99 36 90 1 2 EDS Pachacamac PA04 Pachacamac 4 09 37 52 1 EDS Pachacamac PA05 Pachacamac 3 59 94 18 1 EDS Pachacamac PA06 Pachacamac 3 60 94 50 1 ELC Oroya Oroya 0 10 21 00 3 Elaborado P Ch P gina 9 de 12 Revisado F T G vB AMV INFORME COES SINAC ACES DEV 030 2007 A 13 04 2007 15 Shougang TL2 San Nicol s 3 60 30 00 CL 16 Minera Yanacocha La Pajuela 0 70 3 00 CL 17 JEDN Tom s Valle TV 01 Tom s Valle 3 75 29 62 3 18 EDN Tom s Valle TV 02 Tom s Valle 3 55 29 62 1 19 EDN Tom s Valle TV 03 Tom s Valle 4 01 110 70 1 20 EDN Tom s Valle TV 04 Tom s Valle 3 07 32 83 1 2 21 EDN Tom s Valle TV 05 Tom s Valle 3 43 109 45 1 22 EDN Tom s Valle TV 07 Tom s Valle 3 79 23 28 1 T 23 EDS Balnearios Z10 Balnearios 3 91 20 83 1 S 24 EDS Balnearios Z14 Balnearios 2 67 21 27 T z 25 EDS Balnearios Z15 Balne 3 34 27 02 1 a 26 EDS Balnearios 220 Balnearios 3 19 27 35 1 27 EDS Villa Mar a VM12 Villa Mar a 4 93 35 28 1 3 28 EDS Villa Mar a VM14 Villa Mar a 5 18 35 10 1 29 ELN Chiclayo Oeste C 216 Chiclayo Oeste 1 86 6 65 2 30 C
4. 42 19 53 32 32 83 EDN Tom s Valle TV 05 3 43 19 20 42 21 10 09 109 45 COES SINAC DEV 030 2007 EDN Tom s Valle TV 07 3 79 19 20 42 19 43 59 23 28 21 03 07 EDEGEL 50 1 Desconexi n de la unidad 49 48 EDS Balnearios 210 3 91 19 20 20 19 41 10 20 83 COES N TG4 de la C T Ventanilla EDS Balnearios Z14 2 67 19 20 20 19 41 36 21 27 EDS Balnearios 215 3 34 19 20 20 19 47 21 27 02 EDS Balnearios 220 3 19 19 20 20 19 47 41 27 35 EDS Villa Mar a VM12 4 93 19 20 20 19 55 37 35 28 EDS Villa Mar a VM14 5 18 19 20 20 19 55 26 35 10 ELN Chiclayo Oeste C 216 1 86 19 20 25 19 27 04 6 65 Cementos Lima 16 00 19 40 00 20 17 00 37 00 Aceros Arequipa 35 00 20 40 00 21 10 00 30 00 h T n sea Poet de Aur w COES SI NAG GUERRA MONTES DE 664 P gina 2 de 2 Bes CIP 17944 A DE OPERACIONES PRETT ES SINAC AGOES SINAC COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Lima 13 de Abril de 2007 COES SINAC D 482 2007 Se or Ingeniero Edwin Quintanilla Gerente General OSINERGMIN Presente Asunto ADJUNTA INFORME T CNICO De mi consideraci n De conformidad con lo establecido en el numeral 3 5 de la Norma T cnica de Calidad de los Servicios El ctricos NTCSE aprobada por Decreto Supremo N 020 97 EM y 4 2 1 6 a de la Base Metodol gica para la Aplicaci n de la Norma T cnica de Calidad de los Servicios El ctricos cumplimos con remitir a usted el
5. de la C T Santa Rosa 10 MW Por otro lado a la C H Huinco le fue asignada con 35 MW para la RSF 6 4 Durante el evento la C H Mantaro no respondi de acuerdo a lo asignado ver Figura 2 debido a la limitaci n que ten a esta central por encontrarse en limpieza del rea de represamiento purga en la presa de Tablachaca Cabe resaltar que esta limitaci n era de conocimiento del CCO COES ya que en eventos ocurridos en el mes de marzo del 2007 se evidenci esta limitaci n A 60A 69 MW Ra 5 Hz 60 2 67 60 0 e 59 8 a 59 6 61 59 4 59 y 59 2 57 59 0 55 58 8 19 17 00 19 17 43 19 18 26 19 19 09 19 19 53 19 20 36 4 61 4 G2 4 G3 8 G4 G5 0 G6 4 G7 Frecuencia Figura 2 Respuesta de los grupos de la C H Mantaro durante el evento 6 5 La C H Cahuaquero fue asignada con 8 MW de RPF sin embargo s lo respondi con 5 04 MW ver Figura 3 debido a que no ten a margen cuando aument la demanda en el SEIN se encontraba en la pendiente de toma de carga de la hora punta 50 50 89 ea ss 87 60 as 59 8 85 59 6 l 5941 83 82 592 B1 a MW Frecuencia 80 58 8 2 00 00 are 22424 8 3136 9 38 48 Figura 3 Respuesta de la C H Carhuaquero durante el evento Elaborado P Ch P gina 4 de 12 Revisado F T G vB ANN INFORME COES SINAC ACES DEV 03
6. represamiento purga de Tablachaca Parcialmente disponible con s lo el 3 JCT SantaiRasa UNO o 525 41 1 _ 50 de su potencia efectiva INFORME COES SINAC ACES DEV 030 2007 E 13 04 2007 4 C T Santa Rosa TG7 100 68 1 Asignada para dar 10 MW de RPF Las unidades TG3 y TG4 sel 5 C T Ventanilla 303 80 2 encontraban operando en ciclo abierto 6 C H Malpaso 43 64 4 Asignada para dar 5 MW de RPF 7 C T llo 1 80 06 2 Asignada para dar 5 MW de RPF 8 C T llo 2 127 00 1 Asignada para dar 10 MW de RPF 9 C H Carhuaquero 94 30 3 Asignada para dar 8 MW de RPF b Indisponibilidad de unidades de generaci n por mantenimiento 1 Pariac CH 2 0 240 17 Piura MIR1 1 332 2 Pariac CH 3N 0 810 18 Piura MIR4 1 823 3 Pacasmayo MAN 1 417 19 Piura MIR5 1 833 4 Pacasmayo SZ1 4 950 20 Sullana ALC1 2 172 5 Pacasmayo SZ2 5 680 21 Aricota G2 11 30 6 Pacasmayo SZ3 5 617 22 Calana Central 25 506 7 Malacas TG2 15 018 23 Yaupi Central 104 929 8 Malacas TG3 15 044 24 Restituci n G2 70 83 9 Charcani II Central 0 5 Tumbes arcani II Central 600 25 Central 18 142 10 Mollendo GD1 10 606 Yarinacocha 26 WAR2 6 227 11 Dolorespata ALCO1 1 779 Yarinacocha E 27 6 264 12 Ventanilla TV 169 68 WARS 13 Chimbote TG3 21 469 ARW Ped CARBA 23190 2
7. 0 01 12 20 52 13 51 02 EDEGEL 50 o EDS Pachacamac PA03 2 99 19 20 20 19 57 14 EDS Pachacamac PA04 4 09 19 20 20 19 57 51 COES 50 EDS Pachacamac PAO5 3 59 19 20 20 20 54 31 EDS Pachacamac PA06 3 60 19 20 20 20 54 50 94 50 ELC Oroya 0 10 19 19 00 19 40 00 21 00 Minera Yanacocha 0 70 19 18 00 19 21 00 3 00 Shougang TL2 3 60 19 18 00 19 48 00 30 00 EDN Tom s Valle TV 01 3 75 19 20 42 19 50 19 29 62 EDN Tom s Valle TV 02 3 55 19 20 42 19 50 19 29 62 EDN Tom s Valle TV 03 4 01 19 20 42 21 11 24 110 70 Sigue a la siguiente p gina Elaborado P Ch P gina 11 de 12 Revisado F T G vB AVN INFORME COES SINAC COES AGQES DEV 030 2007 O 13 04 2007 viene de la p gina anterior EDN Tom s Valle TV 04 3 07 19 20 42 19 53 32 32 83 EDN Tom s Valle TV 05 3 43 19 20 42 21 10 09 109 45 EDN Tom s Valle TV 07 3 79 19 20 42 19 43 59 23 28 EDS Balnearios 210 3 91 19 20 20 19 41 10 20 83 19 41 36 21 27 19 47 21 27 02 19 47 41 27 35 19 55 37 35 28 19 55 26 EDS Balnearios 214 2 67 19 20 20 21 03 07 EDS Balnearios 215 3 34 19 20 20 19 18 h EDS Balnearios 220 3 19 19 20 20 EDS Villa Mar a VM12 4 93 EDS Villa Mar a VM14 ELN Chiclayo Oeste C 216 Cementos Lima Aceros Arequipa EDEGEL 50 COES 50 9 RECOMENDAC
8. 0 2007 NS 13 04 2007 6 6 La C H Malpaso fue asignada con 5 MW de RPF respondiendo con 4 23 MW ver Figura 4 ya que s lo contaba con ese margen debido al aumento de la demanda en el SEIN estaba en la pendiente de toma de carga de la hora punta fa 50 MW Hz 602 Bo 60 20 59 8 no 596 4 594 Do 59 2 90 59 e 61 462 4 G3 s G4 Frecuencia 80 58 8 B D00 V253 DI VBI V231 B2424 B27 7 Figura 4 Respuesta de los grupos de la C H Malpaso durante el evento 6 7 En la Figura 5 se observa la respuesta de las unidades TV3 y TV4 de la C T llo 1 las cuales fueron asignadas para aportar 5 MW de RPF Sin embargo la respuesta de las unidades mostraron un comportamiento totalmente opuesto aportando la unidad TV3 8 69 MW mientras que la unidad TV4 disminuy su generaci n en 10 48 MW dando como resultado un aporte nulo en la C T llo 1 respecto de lo asignado o 60A mw Hz m 80 A 1V3_ 4 TV4_ Fretl ncia 9 000 BVS B64 VBI V231 92424 BT Figura 5 Respuesta de las unidades de la C T llo 1 durante el evento 8 8 En la Figura 6 se observa la respuesta de la unidad TV21 de la C T llo 2 la cual aport 8 18 MW de RPF de los 10 MW asignados Luego 1 5 minutos esta unidad present un descenso en su generaci n ya que no pudo sostener la RFP entregada llegando hasta Elaborado P Ch P gina 5 de 12 Revisado F T G vB AVV IN
9. 007 en la presa de Tablachaca La C H Mantaro para realizar la purga de Tablachaca disminuy su generaci n desde 650 MW hasta 419 88 MW manteni ndose en este valor Comportamiento de la Frecuencia del SEIN 6 12 La frecuencia en el SEIN luego de 25 s de su disminuci n se recuper desde 59 01 Hz hasta 59 269 Hz por la acci n de la reserva primaria Luego comenz a disminuir debido al incremento de la demanda y al d ficit de reserva de potencia activa en el SEIN Como consecuencia la frecuencia disminuy hasta 59 006 Hz activando el ERACMF Tambi n se mantuvo alrededor de 59 1 Hz durante 31 650 s ver Figura 9 por lo cual se activ la Etapa de Reposici n del ERACMF 59 2 31 650 s 59 0 19 19 49 19 19 53 19 19 58 19 20 02 19 20 08 19 20 11 19 20 15 19 20 19 Figura 9 Activaci n de la Etapa de Reposici n del ERACMF GPS Lima 6 13 La etapa de reposici n del ERACMF para el a o 2007 Ver Cuadro 3 tiene un ajuste de umbral de f 59 1 Hz y t 30 segundos Al cumplirse las condiciones fijadas operaron los rel s de m nima frecuencia enviando la orden de desconexi n de carga Cuadro 3 Esquema de Rechazo Autom tico de Carga por M nima Frecuencia del SEIN para el a o 2007 59 8 O Ta temporizaci n de los rel s de denvada no incluye el tiempo requerido por cada rel para la medici n de la derivada de la frecuencia 6 14 Con la actuaci n del ERACMF
10. 9 San Nicol s 19 026 14 Paita EMD2 2 028 v1 E 15 Paita 5k01 0 881 al 16 Piura GMT2 4 586 Santa Rosa ENT 31 quris 50 205 TOTAL 597 132 Nota Con la indisponibilidad del caldero N 2 de la C T llo 1 qued indisponible la unidad TV2 de esta central SECUENCIA CRONOL GICA DE EVENTOS 21 03 2007 19 18 Ventanilla Desconect la unidad TG4 de la C T Ventanilla x La mayor a de las unidades t rmicas que constituyen la reserva fr a del SEIN 19 18 SEIN Sk se encontraban en servicio 19 19 CCO COES Coordin con el CC ELP subir la generaci n de la C H Mantaro pero el CC ELP inform que no pod a subir su generaci n Elaborado P Ch P gina 2 de 12 Revisado F T G vB ANN INFORME COES SINAC ACES DEV 030 2007 A 13 04 2007 CCO COES Coordin con el CC TER rechazar manualmente carga en las instalaciones 1990 de su cliente Cementos Lima 18 40 Atococongo E l giente Cementos Yura inform que disminuyeron su carga de 30 a 14 19 40 Se inici la recueperaci n progresiva de la carga interrumpida Coordin con el CC ELP para que su cliente Aceros Arequipa no tome el 20 40 CCO COES total de su carga Se complet la recuperaci n total de los suministros residenciales 21 08 interrumpidos 3 7 Coordin con el CC TER para que su cliente Cementos Lima recupere su 21 17 CCO COES cara interrumpida S Coordin con e
11. COES SINAC COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL San Isidro 13 de abril de 2007 COES SINAC D 481 2007 Se ores Gerentes Generales y Representantes de las Empresas Integrantes del COES SINAC y de las Empresas de Distribuci n Asunto Ing Manuel Cieza EEPSA Ing Guillermo Cox EL CTRICA SANTA ROSA Sr Jes s Hinojosa EGASA Ing Carlos Falcon EGESUR Ing Jos Griso G EDEGEL Ing Eduardo Gubbins CORONA Ing H ctor Gutierrez EGENOR Ing Mark Hoffmann ELECTROANDES Sr Dante LaGatta TERMOSELVA ETESELVA Ing Ra l Tengan ELECTROPERU Ing Ma Jian Guo SHOUGESA Ing Carlos Ariel Naranjo Ing Alejandro Orme o REP ISA PERU TRANSMANTARO CAHUA Dr Antonio Pinilla ANTAMINA Ing Elvis Salas EGEMSA Ing Jes s Ram rez G SAN GABAN Ing Fabio Sarmiento REDESUR Ing Julio Villafuerte V ENERSUR Ing Lucio Vargas S ELECTRO PUNO S A A Ing N stor Paredes EDE CA ETE S A Sr Oscar del Corral COELVISAC Ing Ignacio Blanco EDELNOR S A Ing Mile Cacic LUZ DEL SUR Ing Am rico Portugal SEAL Ing Alberto P rez ENOSA Ing Jos Fuentes ENSA Ing Oscar Renteros HIDRANDINA Ing Mario L pez ELECTROCENTRO Ing Alfredo Guzm n ELECTRO UCAYALI Sr C sar Lu zar ELECTRO SURESTE Ing Mario Blanco ELECTROSUR Sr Manuel Rizo Patr n ELECTROSURMEDIO Asignaci n de responsabilidades por transgresiones a la NTCSE por el evento ocurrido el 21 03 2007 a las 19 18 h De n
12. FORME COES SINAC COES DEV 030 2007 AS 13 04 2007 un valor 111 63 MW Luego de unos segundos nuevamente subi su potencia hasta 125 MW por acci n manual del operador w 610 sl prey Frecuencia Hz ze Er Ea 25 2 2 w 15 15 W 12 m an BDO PLSI B54 PBI B231 D242 BAM Figura 6 Respuesta de la C T llo 2 durante el evento 6 9 En la Figura 7 se observa la respuesta de la unidad TG7 de la C T Santa Rosa la cual subi su generaci n hasta 17 11 MW por la acci n transitoria de la m quina y luego de 1 33 minutos la potencia se estabiliz en 109 58 MW al mantenerse su RPF aportando alrededor de 10 MW o 60 4 MW Hz 60 2 Bo 60 0 20 4 59 8 mo 595 Y 594 0 59 2 59 0 0 2 TG7 Frecuencia p 80 T 7 7 Ni 9 253 0 56 46 D B38 D2131 D2424 V277 58 8 Figura 7 Respuesta de la unidad TG7 de la C T Santa Rosa 6 10En el Cuadro 1 se muestra la comparaci n de la RPF asignada y la RPF ejecutada resultando una deficiencia de 63 44 MW Este d ficit de reserva corresponde al valor asignado inapropiadamente a la C H Mantaro por encontrarse efectuando trabajo de purga Sin embargo la C H Huinco que estaba asignada con 35 MW para ejercer la RSF respondi con 38 03 MW aliviando en parte el d ficit de la RPF ver Figura 8 Elaborado P Ch P gina 6 de 12 Revisado F T G
13. IONES 9 1 A EDEGEL Informar a la DOCOES las causas del problema presentado en el software de control de la unidad TG4 de la C T Ventanilla y las acciones correctivas implementadas 9 2 AL COES Implementar una metodolog a de reparto eficiente de la Reserva Primaria de Frecuencia RPF 9 3 A ENERSUR Evaluar e informar a la DOCOES sobre el comportamiento presentado por las unidades TV3 y TV4 de la C T llo 1 en el momento de ejercer la RPF ya que mostraron una operaci n opuesta en la cual la unidad TV3 subi generaci n mientras que la unidad TV4 bajo su generaci n San Isidro 13 de abril de 2007 Es gt La AR E via ola e a de Erazaci n Ing JAIME KOERA MONTES DE 664 des R DE OPERACIONES COES SINAC Elaborado P Ch P gina 12 de 12 Revisado F T G vB AV
14. ementos Lima Atocongo 16 00 37 CL AN 31 Aceros Arequipa Aceros Arequipa 35 00 30 CL COES SUB TOTAL 137 02 Resoluci n del Consejo Directivo OSINERG N 157 2005 OS CD del 30 06 2005 y D S N 004 2006 EM Cliente Libre 7 3 Las transgresiones a la calidad del suministro de los clientes no sujetos a compensaciones de acuerdo con las notas 1 2 y 3 del T tulo III y numeral 6 1 2 de la NTCSE as como de la Resoluci n OSINERG N 157 2005 0S CD se indican en el siguiente cuadro 1 JESE Yauri 2 ESE Chuquibambilla Salidas 1 y 3 SUB TOTAL Resoluci n del Consejo Directivo OSINERG N 157 2005 OS CD del 30 06 2005 y D S N 004 2006 EM Tintaya Andahuaylas CONCLUSIONES La desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla se debi a una falla en el software del sistema de control 8 2 La primera actuaci n del ERACMF se debi a la disminuci n de la frecuencia en el SEIN 59 01 Hz ante el desbalance carga generaci n al perderse el aporte de los 150 MW de la unidad TG4 de la C T Ventanilla Elaborado P Ch P gina 10 de 12 Revisado F T G vB ANV INFORME COES SINAC 205 DEV 030 2007 SINAC 13 04 2007 8 3 La segunda actuaci n del ERACMF se produjo por la disminuci n de frecuencia desde 59 259 Hz hasta 59 005 Hz debido al d ficit de reserva cuando la demanda en el SEIN se encontraba en plena rampa de las horas punta 8 4 La deficie
15. l CC ELP para que su cliente Aceros Arequipa recupere su 2130 CE0 c0ES carga interrumpida 22 03 2007 01 33 Ventanilla En servicio la unidad TG4 de la C T Ventanilla 5 SE ALIZACI N DE LAS PROTECCIONES E Ventanilla 6 AN LISIS DEL EVENTO 6 1 A las 19 18 38 h del 21 03 2007 desconect la unidad TG4 de la C T Ventanilla con 150 MW debido a una falla en el software del sistema de control 6 2 Con la desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla la frecuencia en el SEIN disminuy desde 60 02 Hz hasta 59 01 Hz ver Figura 1 activando el ERACMF debido al desbalance de potencia activa por la p rdida de 150 MW 60 2 60 1 60 0 59 9 59 8 59 7 59 6 59 5 59 4 59 3 59 2 59 1 59 0 58 9 19 18 28 19 18 45 19 19 02 19 19 20 19 19 37 19 19 54 19 20 12 19 20 29 19 20 46 19 21 03 Figura 1 Frecuencia en el SEIN registrado en el CCO COES GPS Lima Elaborado P Ch P gina 3 de 12 Revisado F T G vB AMN INFORME COES SINAC COES ASRES DEV 030 2007 A 13 04 2007 Evaluacion de la Reserva Primaria de Frecuencia RPF 6 3 De acuerdo al programa diario durante el periodo en que ocurri el evento estuvo asignado 98 MW para ejercer RPF los cuales fueron distribuidos en las centrales hidra licas Mantaro 60 MW Carhuaquero 8 MW y Malpaso 5 MW y en las centrales t rmicas llo 1 5 MW e llo 2 10 MW y a la unidad TG7
16. la frecuencia en el SEIN subi hasta 59 619 Hz pero como la demanda segu a aumentando y hab a d ficit de reserva potencia activa en el SEIN la frecuencia disminuy ver Figura 10 Por esta raz n el Coordinador del SEIN dispuso que el cliente libre Cementos Lima realice un rechazo manual en sus intalaciones y dispuso al cliente libre Aceros Arequipa que se mantenga con carga baja ya que este cliente en estos periodos sube su carga Elaborado P Ch P gina 8 de 12 Revisado F T G vB AVV a IR IR INFORME COES SINAC ASRES DEV 030 2007 a 13 04 2007 Al continuar el d ficit de reserva no se pudo recuperar inmediatamente los suministros interrumpidos por la actuaci n del ERACMF 602 60 0 59 8 59 6 59 4 Inicio de recuperaci n de los suministros interrumpidos 58 8 4 Hora 9 800 925 2 93224 93936 9 46 48 9 54 00 Figura 10 Activaci n de la Etapa de Reposici n del ERACMF GPS Lima 7 TRANSGRESIONES A LA NTCSE 7 1 No hubo trasgresiones seg n la NTCSE para los casos de fallas en el sistema de transmisi n 7 2 Las transgresiones a la calidad del suministro de los clientes sujetos a compensaciones de acuerdo con el numeral 6 1 de la NTCSE por las interrupciones de suministro son EDN Chavarria CH 01 Chavarria EDN Barsi K 02 Barsi 1 EDN Pando PA
17. nte actuaci n de la RPF se debi principalmente a una inadecuada asignaci n de 60 MW de reserva a la C H Mantaro cuando se encontraba limitada por limpieza del rea de represamiento purga en Tablachaca 8 5 Los tiempos prolongados en la recuperaci n de los suministros el rechazo manual de carga en instalaciones del cliente Cementos Lima y la postergaci n de toma de carga del cliente Aceros Arequipa se debi al d ficit de reserva fr a en el SEIN para atender esta situaci n ya que esta no cumpl a con estipulado en el numeral 8 2 3 del PR 12 durante este evento 8 6 La transgresi n a la calidad del suministro conforme a la NTCSE que se muestran a continuaci n se produjo debido al motivo explicado en los numerales 8 1 8 2 8 3 8 4 y 8 5 En consecuencia las empresas identificadas como responsable por dichas transgresiones son EDEGEL y el COES de acuerdo al siguiente detalle AS Doe Run Local 1 y Local 2 0 40 19 19 00 19 40 00 EDN Chavarr a CH 01 1 28 19 19 27 20 23 46 EDN Barsi K 02 1 55 19 19 28 20 54 58 95 50 EDN Pando PA 05 2 52 19 19 36 21 11 02 111 43 EDN Maranga MA 11 2 54 19 19 46 19 55 05 35 32 EDN Barsi K 21 1 33 19 20 44 20 55 16 94 53 EDN Barsi K 09 2 12 19 20 45 20 54 52 94 12 EDN Pershing Q 06 4 30 20 01 12 20 55 04 53 87 EDN Pershing Q 14 4 64 2
18. siguiente informe t cnico relacionado a transgresiones a la calidad del producto y suministro Informe N COES SINAC DEV 030 2007 del 13 04 2007 respecto al evento EV 030 2007 Desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla ocurrido el 21 03 2007 a las 19 18 h La asignaci n de las correspondientes responsabilidades de conformidad con la funci n asignada al COES en el literal i del art culo 14 de la Ley 28832 ha sido efectuada mediante la comunicaci n COES SINAC D 481 2007 cuya copia le ha sido remitida Sin otro particular aprovecho la oportunidad para saludarlo Atentamente ing JAIME GUERRA MONTES DE 084 DIRECTOR DE OPERACIONES COES SINAC Adj Lo indicado Ce DGEMEM EDEGEL DIRECTORES COES SINAC DOA DEV DPC Los informes mencionados en este docur e informaci n complementaria se encuentran publicados en la p gina WEB del COES http www coes ora pe Servicios Sistema de Informaci n Secci n An lisis de Fallas ACGNES SINAC COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL INFORME COES SINAC DEV 030 2007 EVENTO s Desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla FECHA 21 03 2007 HORA 19 18 horas 2 2 2 3 3 2 DOCUMENTOS CONSIDERADOS EN EL AN LISIS 1 COORDINADOR DPC CCO 71 IF 2007 24 03 2007 2 EDEGEL Informe de Falla 24 03 2007 DESCRIPCI N DEL EVENTO Desconect la unidad TG4 de la C T
19. uestra consideraci n De conformidad con la funci n asignada al COES en el literal i del art culo 14 de la Ley N 28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generaci n El ctrica les comunicamos la determinaci n de responsabilidades por transgresiones a la NTCSE por el evento EV 030 2007 ocurrido el 21 03 2007 a las 19 18 h Desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla seg n el cuadro que se adjunta como Anexo 1 La decisi n de asignaci n de responsabilidades se sustenta en el Informe COES SINAC DEV 030 2007 de fecha 13 04 2007 que se encuentra publicado en la p gina WEB del COES http www coes org pe Servicios Sistema de Informaci n An lisis de Fallas Sin otro particular hacemos propicia la oportunidad para reiterarle nuestros saludos Atentamente iag JAIME GUERRA MONTES BE GGA DIRECTOR DE OPERACIONES COES SINAC Adj Lo indicado AVV FTG PCh Cc MINEM DGE OSINERGMIN DOA DEV DPC ASR5S COMITE UE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ASIGNACION DE RESPONSABILIDAD POR TRANSGRESIONES A LA NTCSE ANEXO 1 o ASIGNACION DE ITEM TO HORA DEL SUMINISTROS AFECTADOS INTERRUMPIDA HORA HORA ES EMPRESAS POR EQUIPO EVENTO Mw TRANSGRESIONES A LA NTCSE Doe Run Local 1 y Local 2 0 40 19 19 00 19 40 00 21 00 EDN Chavarr a CH 01 1 28 19 19 27 20 23 46 64 32 EDN
20. vB AMV INFORME COES SINAC ARES DEV 030 2007 A SINAC 13 04 2007 Cuadro 1 Resumen de la RPF Asignada y la RPF Ejecutada Mantaro Carhuaquero Malpaso 5 00 llo 1 TV3 y TV4 5 00 0 00 llo 2 10 00 8 18 TG7 Sta Rosa 10 00 17 11 TOTAL 98 00 34 56 meea meea i encis 45 58 8 9 600 9643 9727 VBO D BSI VVI V209 y Figura 8 Respuesta de los grupos de la C H Huinco durante el evento Evaluaci n de la Reserva Fr a 6 11 El procedimiento PR 12 numeral 8 2 3 del COES SINAC se ala que en todo momento de la operaci n debe mantenerse una reserva fr a equivalente al 10 de la demanda La demanda del SEIN es de 3712 21 MW por lo tanto la reserva fr a deber a ser por lo menos de 371 MW Sin embargo en el cuadro 2 se aprecia que no se cumpl a con ese valor Cuadro 2 Unidades Disponibles en el SEIN para la Reserva Fria 1 C T Chilina TV2 6 19 561 6 2 C T Chilina TV3 9 90 516 6 3 C T Chilina CC 16 69 19 8 TOTAL 32 78 El motivo por el cual no se cumpli este porcentaje del 10 fue porque se encontraban indisponibles por mantenimiento un total de 597 132 MW sin contar con la restricci n que ten a la C H Mantaro S A M por la limpieza del rea de represamiento purga Elaborado P Ch P gina 7 de 12 Revisado F T G vB AVV INFORME COES SINAC 2058 DEV 030 2007 A 13 04 2

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