informe tÉcnico del coes

INFORME TÉCNICO DEL COES

COES/D/DO/SEV/IT-009-2013

EVENTO : Disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Ventanilla

FECHA : 05.02.2013

HORA : 11:40:26 h

1. DESCRIPCIÓN DEL EVENTO

Se produjo la disminución de generación de la C.T. Ventanilla debido a la desconexión del caldero HRSG111 correspondiente a la unidad de generación TG3 de la misma central, por actuación de su sistema de protección por alta temperatura de vapor, de acuerdo a lo informado por la empresa EDEGEL, propietaria de la central. Cabe mencionar que la unidad de generación TG3 se encontraba operando en ciclo combinado con las unidades de generación TV y TG4.

Como consecuencia, se produjo la disminución gradual de la generación de la unidad de generación TV desde 174,18 MW hasta 21,67 MW, lo cual ocasionó la disminución de la frecuencia del SEIN, produciéndose el rechazo de 72,46 MW de carga por la actuación del Esquema de Rechazo de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF).

A las 11:46 h, el CCO-COES2 inició la normalización de los suministros afectados.

2. CONDICIÓN DEL SISTEMA PREVIA AL EVENTO

2.1 Centro de generación involucrada:

N ° Central Unidad Potencia

Activa (MW)

Potencia Reactiva (MVAr)

1 Ventanilla

TG3 146,15 62,00

TG4 139,57 53,00

TV 174,18 63,00

3. SECUENCIA CRONOLÓGICA DE EVENTOS

Hora C.C. / S.E. Descripción

11:38:20 Ventanilla Se activó la alarma por alta temperatura de vapor HP11 en el caldero HRSG11 de la C.T. Ventanilla.

11:39:39 CC-EDG3 Desconectó el fuego directo de la C.T. Ventanilla en forma manual por seguridad debido a la alta temperatura del vapor.

11:40:26 Ventanilla Desconectó el HRSG11 de la unidad TG3 de la C.T. Ve ntanilla.

1 HRSG11: Caldero de recuperación de calor asignado a la unidad TG3 de la C.T. Ventanilla

2 CCO-COES: Centro de coordinación del COES SINAC

3 CC-EDG: Centro de control de la empresa EDEGEL


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Elaborado : Denis Toro / Humberto Galoc Página 2 de 28 Revisado : Juan Natividad VºBº : Leonardo Dejo


11:41 CCO-COES Coordinó con el CC-EGN4 subir a máxima generación la unidad TG1 de la C.T. Aguaytía.

11:42 CCO-COES Coordinó con el CC-ELP5 arrancar la C.T.E. Piura con 20 MW con la finalidad de regular tensión en la S.E. Piura Oeste.

11:43 CC-EDG Informó al CCO-COES la desconexión del caldero HRSG11 de la unidad TG3 de la C.T. Ventanilla. Informó al CCO-COES que la unidad TG4 está en ciclo combinado con la unidad TV.

11:43 CC-EGN Informó al CCO-COES que la unidad TG1 de la C.T. Aguaytía subirá a máxima generación.

11:44 CCO-COES Coordinó con el CC-EDG arrancar la unidad UTI5 (a gas) de la C.T. Santa Rosa.

11:44 CCO-COES Coordinó con el CC-ELP subir a máxima generación la C.T.E. Piura.

11:44 CCO-COES Coordinó con el CC-EGN subir a máxima generación de las CC.HH. Carhuaquero y Cañón del Pato.

11:45 CCO-COES Coordinó con el CC-ELP subir a máxima generación en la C.H. Santiago Antúnez de Mayolo.

11:45 CCO-COES Coordinó con el CC-ENS6 arrancar las unidades Catkato y TG1 de la C.T. Ilo 1.

11:45 CCO-COES Coordinó con el CC-SNP7 subir a máxima generación sin reserva de todas sus centrales hidroeléctricas.

11:45:46 Actuación de la 7° Etapa del ERACMF en el SEIN.

11:46 CCO-COES Coordinó con el CC-SGB8 arrancar la C.T. Taparachi.

11:46 CCO-COES Coordinó con el CC-SHO9 el arranque de la unidad Cummins de la C.T. San Nicolás

11:46 CCO-COES Coordinó con el CC-ENS subir a máxima generación sin reserva de la C.T. Ilo 2.

11:46 CCO-COES Coordinó con el CC-EGN el arranque de las CC.TT. Piura 1, Chiclayo y Piura 2 (Diesel).

11:46 CCO-COES Coordinó con el CC-LDS 10 normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11:47 CC-ENO11 Informó al CCO-COES que presentó una interrupción de suministros con un total de 4,00 MW y solicitó su normalización. El CCO-COES autorizó dicha normalización.

11.48 CC-ELN12 Informó al CCO-COES que presentó una interrupción de suministros con un total de 2,40 MW y solicitó su normalización. El CCO-COES autorizó dicha normalización.

4 CC-EGN: Centro de control de la empresa EGENOR

5 CC-ELP: Centro de control de la empresa ELECTRO PERÚ

6 CC-ENS: Centro de control de la empresa ENERSUR

7 CC-SNP: Centro de control de la empresa SN POWER

8 CC-SGB: Centro de control de la empresa SAN GABÁN

9 CC-SHO: Centro de control de la empresa SHOUGESA

10 CC-LDS: Centro de control de la empresa LUZ DEL SUR

11 CC-ENO: Centro de control de la empresa ELECTRO NOR OESTE

12 CC-ELN: Centro de control de la empresa ELECTRO NORTE


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11:49 CC-HID13 Informó que no registró interrupción de suministros por actuación del ERACMF.

11:50 CCO-COES Solicitó al CC-REP14 la energización de la línea L-2280 (Zorritos – Machala) de 220 kV. El CC-REP informó al CCO-COES que la línea L-2280 desconectó a las 11:45 h.

11:50 CC-ENO Informó al CCO-COES que normalizó el total de sus suministros interrumpidos.

11:50 CC-LDS Culminó la normalización de sus suministros interrumpidos por la activación del ERACMF.

11:51 CC-REP Declaró al CCO-COES la disponibilidad de la línea L-2280.

11:51 CC-ENS Sincronizó la unidad Catkato de la C.T. Ilo 1.

11:52 CCO-COES Coordinó con el CC-ENS cancelar el arranque de la unidad TG1 de la C.T. Ilo 1.

11:52 CCO-COES Coordinó con el CC-EDN normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11:53 CCO-COES Coordinó con el CC-ELP cancelar el arranque de las CC.TT. Chiclayo, Piura 1 y Piura 2.

11:54 CCO-COES Coordinó con el CC-SGB cancelar el arranque de la C.T. Taparachi.

11:54 CCO-COES Coordinó con el CC-ELP normalizar la generación de la C.H. Santiago Antúnez de Mayolo con su reserva.

11:54 CC-EDG Sincronizó la unidad UTI5 de la C.T. Santa Rosa con el SEIN.

11:54 CC-ELS Informó al CCO-COES que presentó una interrupción de suministros con un total de 1,50 MW y solicitó su normalización. El CCO-COES autorizó dicha normalización.

11:55 CC-ELC15 Informó al CCO-COES que presentó una interrupción de suministros con un total de 2,50 MW y solicitó su normalización. El CCO-COES autorizó dicha normalización.

11:55 CC-EGN Confirmó al CCO-COES que se canceló el arranque de las CC.TT. Piura 1, Piura 2 y Chiclayo.

11:57 CCO-COES Coordinó con el CC-EGA16 bajar a 133 MW la generación de la C.H. Charcani V.

11:57 CCO-COES Coordinó con el CC-ELP bajar a 40 MW la generación de la C.T.E. Piura.

11:58 CC-MCV17 Informó al CCO-COES que presentó una interrupción de suministros y solicitó su normalización. El CCO-COES autorizó dicha normalización.

11:59 CCO-COES Coordinó con el CC-ELP bajar a mínima generación la C.T.E. Piura.

12:03 COO-COES Coordinó con el CC-EDG parar un grupo de la C.H. Huinco.

13

CC-HID: Centro de control de la empresa HIDRANDINA 14

CC-REP: Centro de control de la empresa RED DE ENERGÍA DEL PERÚ 15

CC-ELC: Centro de control de la empresa ELECTRO CENTRO 16

CC-EGA: Centro de control de la empresa EGASA 17

CC-MCV: Centro de control de la empresa MINERA CERRO VERDE


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12:05 CCO-COES Coordinó con el CC-ENS bajar a mínima generación la unidad Catkato de la C.T. Ilo 1.

12:05 CCO-COES Coordinó con el CC-EGN bajar a mínima generación las unidades TG1 y TG2 de la C.T. Aguaytía.

12:06 CCO-COES Coordinó con el CC-SHO disminuir a mínima generación la unidad Cummins de la C.T. San Nicolás.

12:06 CCO-COES Autorizó con el CC-MXT18 la toma de carga en sus molinos con 20 MW, en forma progresiva.

4. SEÑALIZACIÓN DE LAS PROTECCIONES

S.E. EQUIPO CODIGO SEÑALIZACIONES INTERRUPTOR A/C

Ventanilla HRSG11 -- Alta temperatura de

vapor HP11 -- --

A/C: Abierto o Cerrado

5. CONTADOR DE INTERRUPTORES

No se reportaron.

6. ANÁLISIS DEL EVENTO

ANTECEDENTES:

11.1 En el Programa Diario de la Operación (PDO) correspondiente al 05.02.2013, se programó reserva rotante de 86,00 MW para Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) en el periodo de 10:00 h a 24:00 h. En el mismo periodo se programó 85,00 MW de reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF), asignada a la C.H. Huinco.

11.2 A las 11:38:20 h del 05.02.2013, el CC-EDG registró la alarma por alta temperatura de vapor HP11 en el caldero HRSG11correspondiente a la unidad TG3. A las 11:39 h, el CC-EDG desconectó en forma manual el fuego directo de los calderos de las unidades TG3 y TG4, con la finalidad de reducir su temperatura.

ANÁLISIS DEL EVENTO:

11.3 A las 11:40:20 h, se produjo la desconexión del caldero HRSG11 de la unidad TG3 C.T. Ventanilla debido a la actuación de su sistema de protección por alta temperatura de vapor, de acuerdo a lo informado por la empresa EDEGEL, propietaria de la central (ver Figura 1 y 2).

18

CC-MXT: Centro de control de la empresa MINERA XSTRATA


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Figura 1. Perfil de potencia activa de la C.T. Ventanilla y frecuencia de la S.E. San Juan (Fuente:

SCADA COES).

Item Instalación Descripción

11:38:20 11LBA10CT910 H1 HP STM BEF F-D/S TMPS HIGH 11:39:39 11HHA10GH001A H1 BMS MASTER FUEL TRIP TRIPPED 11:39:46 12HHA10GH001A H2 BMS MASTER FUEL TRIP TRIPPED

11:40:26 11HAD00EU001 H1 HRSG TO GT N READY Figura 2. Listado de alarmas de la C.T. Ventanilla (Fuente: EDEGEL).

11.4 Como consecuencia de la desconexión del caldero HRSG11 de la unidad TG3 de la C.T. Ventanilla, se produjo la disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Ventanilla desde 174,18 MW hasta 21,67 MW por falta de vapor.

Figura 3. Frecuencia de las SS.EE. Chiclayo Oeste, San Juan, Socabaya y Dolorespata (Fuente: GPS

COES).

Desconexión del HRSG11 de la unidad TG3.

59,014 Hz

Desconexión del caldero HRSG11 de la unidad TG3


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Como consecuencia de la disminución de la unidad TV de la C.T. Ventanilla, se produjo la disminución gradual de la frecuencia del SEIN desde 59,790 Hz hasta 59,014 Hz en aproximadamente 328 segundos (ver Figura 3).

11.5 Como consecuencia de la disminución de frecuencia, se produjo la interrupción de suministros con un total de 72,46 MW por actuación del ERACMF.

EVALUACIÓN DE LA ACTUACIÓN DEL ERACMF:

11.6 Para verificar la operación de los relés de mínima frecuencia, se tiene en cuenta lo siguiente:

• La tolerancia de sus unidades de medida de frecuenciade los relés, cuyos valores típicos oscilan en ± 10 mHz. Esto implica que la activación de los relés no se da para la frecuencia exacta de ajuste, sino que ocurre dentro de un intervalo de frecuencia dado por la tolerancia del relé.

• La ubicación del equipo de medida de la frecuencia para la evaluación, ya que normalmente está alejado de la carga.

Por este motivo, se considera válido que en los límites de los umbrales de frecuencia algunos relés se activen y otros no lo hagan.

11.7 La evaluación del Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) se realizó con la frecuencia de los GPS de las SS.EE. Chiclayo Oeste, San Juan, Socabaya y Dolorespata (ver Figuras 4, 5, 6 y 7) con la finalidad de evaluar las correspondientes Zonas definidas en el Estudio de Rechazo de Carga/Generación del SEIN – Año 2013. Asimismo, en la Tabla 1 se muestran las etapas que superan los ajustes del ERACMF para cada umbral de frecuencia. (ver Tablas 2, 3, 4 y 5).

Tabla 1. Registro de evaluación del comportamiento de la frecuencia y su derivada para cada zona (formato F9 del procedimiento del ERACMF de Osinergmin)

Zona

Niveles de frecuencia Duración del nivel f Actuación

Zona

Niveles de gradiente Duración gradiente Actuación

Etapa Nivel de f t inicio t fin Duración de la

Etapa Arranque Nivel de t inicio t fin Duración de la

(Hz) (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) etapa (Hz) gradiente de f (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) etapa

1ra f ≤ 59,0 -- -- -- 1ra ≤ 59,8 f' ≤ -0,75 Hz/s -- -- -- --

2da f ≤ 58,9 -- -- -- 2da ≤ 59,8 f' ≤ -0,75 Hz/s -- -- -- --

Norte 3ra f ≤ 58,8 -- -- -- Norte 3ra ≤ 59,8 f' ≤ -0,75 Hz/s -- -- -- --

4ta f ≤ 58,5 -- -- --

5ta f ≤ 58,3 -- -- --

6ta f ≤ 58,0 -- -- --

7ma f ≤ 59,1 11:45:14.200 11:45:46.566 00:00:32.366 f

1ra f ≤ 59,0 -- -- -- 1ra ≤ 59,8 f' ≤ -0,65 Hz/s -- -- -- --

2da f ≤ 58,9 -- -- -- 2da ≤ 59,8 f' ≤ -0,65 Hz/s -- -- -- --

3ra f ≤ 58,8 -- -- -- 3ra ≤ 59,8 f' ≤ -0,65 Hz/s -- -- -- --

Centro 4ta f ≤ 58,7 -- -- -- Centro 4ra ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- -- --

5ta f ≤ 58,6 -- -- --

6ta f ≤ 58,5 -- -- --

7ma f ≤ 59,1 11:45:14.066 11:45:46.566 00:00:32.500 f

1ra f ≤ 59,0 -- -- -- 1ra ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- -- --

2da f ≤ 58,9 -- -- -- 2da ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- -- --

3ra f ≤ 58,8 -- -- -- 3ra ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- -- --

Sur Este 4ta f ≤ 58,7 -- -- -- Sur Este


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Zona

Niveles de frecuencia Duración del nivel f Actuación

Zona

Niveles de gradiente Duración gradiente Actuación

Etapa Nivel de f t inicio t fin Duración de la

Etapa Arranque Nivel de t inicio t fin Duración de la

(Hz) (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) etapa (Hz) gradiente de f (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) etapa

5ta f ≤ 58,6 -- -- --

6ta f ≤ 57,0 -- -- --

7ma f ≤ 59,1 11:45:14.016 11:45:46.266 00:00:32.250 f

1ra f ≤ 59,0 -- -- -- 1ra ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- -- --

2da f ≤ 58,9 -- -- -- 2da ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- -- --

3ra f ≤ 58,8 -- -- -- 3ra ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- -- --

Sur Oeste

4ta f ≤ 58,7 -- -- -- Sur Oeste

4ta ≤ 59,8 f' ≤ -1,50 Hz/s -- -- -- --

5ta f ≤ 58,6 -- -- --

6ta f ≤ 58,0 -- -- --

7ma f ≤ 59,1 07:45:14.583 07:45:46.533 00:00:31.950 f

Figura 4. Registro de frecuencia y su derivada de frecuencia calculada, S.E. Chiclayo Oeste (Fuente:

GPS COES).


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Figura 5. Registro de frecuencia y su derivada de frecuencia calculada, S.E. San Juan (Fuente: GPS COES).

Figura 6. Registro de frecuencia y su derivada de frecuencia calculada, S.E. Dolorespata (Fuente: GPS

COES).

Figura 7. Registro de frecuencia y su derivada de frecuencia calculada, S.E. Socabaya (Fuente: GPS

COES).

Tabla 2. Ajustes del ERACMF 2013 de la Zona 1 (Área Norte desde Guadalupe hasta Zorritos).


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Tabla 3. Ajustes del ERACMF 2013 de la Zona 2 (Área Centro y subestaciones Chimbote 1 y Trujillo Norte).

Tabla 4. Ajustes del ERACMF 2013 de la Zona 3 (Área Sur Este).

Tabla 5. Ajustes del ERACMF 2013 de la Zona 4 (Área Sur Oeste).

11.8 De acuerdo a las Figuras 4, 5, 6 y 7, y a las Tablas 2, 3, 4 y 5, se concluye que en las zonas 1, 2, 3 y 4 se presentaron condiciones para activar únicamente la 7° etapa del ERACMF por umbral de frecuencia. No se presentaron condiciones para la actuación de alguna etapa del ERACMF por derivada de frecuencia.

11.9 De las empresas que reportaron la actuación de la 1° etapa del ERACMF, la empresa MINERA CERRO VERDE fue la única que brindó al COES los registros oscilográficos en formato COMTRADE, correspondientes al alimentador MCV-Sulfuros (Agua Rio Chili) , el cual se encuentra asignado a la 1° Etapa del E RACMF.

Del manual correspondiente al relé REF543 marca ABB, en el cual se especifica que la precisión del relé es ± 10 mHz (ver Figura 8) y considerando que la frecuencia fue mayor a 59,02 Hz (ver Figura 9), la actuación de la 1° Etapa del ERACMF en las instalaciones de la empresa MINERA CERRO VERDE se considera inadecuada.


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Figura 8. Especificaciones técnicas del relé ABB REF543.

Figura 9. Frecuencia calculada en base al registro oscilográfico del alimentador Rio Chili.

11.10 Las interrupciones de suministros producidas por actuación del ERACMF se muestran en la Tabla 6 por Empresa, zona y etapa.

Tabla 6. Suministros interrumpidos por Etapa del ERACMF

ZONA EMPRESA

ETAPA TOTAL ZONA (MW) 1º 2º 3º 4º 5º 6º 7º

(Reposición)

ZONA 1

ENO 3,53 3,53

ELN 2,46 2,46

TPI 0,35 0,35

ZONA 2 CAN 0,73 0,73


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ZONA EMPRESA

ETAPA TOTAL ZONA (MW) 1º 2º 3º 4º 5º 6º 7º

(Reposición)

CMA 0,83 0,83

EDN 3,06

20,73 23,79

KIM 1,69

1,31

3,00

LDS

20,78 20,78

MSL 0,23 0,23

PRA 0,13

0,13

SID 2,05

1,30 3,35

YAN 1,25 1,25

ELC 1,13(*) 1,92(*) 3,06(*)

ZONA 4 ELS

1,62 1,62

MCV 4,25 3,12 7,37

TOTAL ETAPA 12,54 0 1,31 0 0 0 58,61 72,46

(*) No ha sido reportado en la Extranet de OSINERGMIN.

Cabe mencionar que la empresa ELECTROCENTRO informó al COES su interrupción de suministros, sin embargo no ha reportado dicha interrupción de suministro en la Extranet de OSINERGMIN de acuerdo al procedimiento de OSINERGMIN correspondiente.

11.11 En la Figura 10 se muestran las empresas que reportaron sus suministros interrumpidos en el portal de OSINERGMIN.

Figura 10. Reporte de la Extranet de OSINERGMIN actualizado al 28.02.2013.

EVALUACIÓN DE LA RESERVA SECUNDARIA DE FRECUENCIA:

11.12 De acuerdo al IDCOS N°36/2013 correspondiente al 05.02.2013, la Regulación Secundaria de Frecuencia con un total de 85,00 MW fue asignada a la C.H. Huinco desde las 08:00 h hasta las 24:00 h (ver Tabla 7).

A las 11:36:23 h, se produce el incremento inmediato de la demanda del usuario libre Aceros Arequipa de 12,93 MW a 55,12 MW. Debido a que la C.H. Huinco se encontraba asignada a la regulación secundaria de frecuencia (RSF), se produjo el incremento de su generación de 160,00 MW a 193,46 MW.


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A las 11:37:20 h, se registró que la demanda del usuario libre Aceros Arequipa se incrementó hasta 70,35 MW, valor que se mantuvo constante durante el presente evento. Con la finalidad de establecer el equilibrio oferta-demanda, la C.H. Huinco procedió a subir su generación a 211,70 MW aproximadamente (ver Figura 11).

Asimismo, de acuerdo a lo mencionado en el numeral 5.2.3 de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, la tolerancia del indicador de variaciones sostenidas de frecuencia es ± 0,36 Hz. Al inicio del evento la frecuencia era 59,790 Hz, pero este valor esta dentro de la tolerancia normal de operación.

Debido a la disminución de frecuencia que se registró en el SEIN, la generación de la C.H. Huinco se incrementó en 54,30 MW, hasta agotar su reserva. Luego se produjo la actuación del ERACMF. El incremento de la generación de la C.H. Huinco después de la desconexión del caldero HSRG11 de la C.T. Ventanilla, fue adecuado y conforme a la función asignada de regulación secundaria de frecuencia.

Figura 11. Perfil de Potencia Activa de la C.H. Huinco con respecto a la variación de frecuencia (Fuente:

SCADA COES).

EVALUACIÓN DE LA RESERVA PRIMARIA DE FRECUENCIA:

Antecedentes:

11.13 En el numeral 5.3.8 del Procedimiento Técnico del COES N° 22 “Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional”, menciona como Responsabilidad de los INTEGRANTES DEL COES: “Los integrantes generadores del COES cuyas unidades han sido designadas para efectuar Regulación de Frecuencia, tendrán la obligación de operarlas manteniendo la reserva programada por el COES”.

11.14 En el numeral 6.3.1 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real (NTCOTR), menciona: “Los titulares de generación son responsables de la Regulación de Frecuencia del Sistema bajo las directivas del Coordinador y las disposiciones de la NTCSE”.

11.15 En el numeral 6.1.1, literal “b” del Procedimiento Técnico del COES N° 22 “Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional”, menciona como Requisito Técnico para la selección de máquinas regulantes: “La variación de la carga de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos”.

54,30 MW


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Evaluación:

11.16 De acuerdo al IDCOS N°36/2013 correspondiente al 05.02.2013, se asignaron 86,00 MW de reserva para la Regulación Primaria de Frecuencia en el horario de 10:00 h a 24:00 h (ver Tabla 7).

Tabla 7. Asignación de RPF y RSF por central.

Central 10:00 h - 24:00 h

RPF RPE

CAHUA 4,00 -

CARHUAQUERO 5,00 -

CAÑÓN DEL PATO 13,00 -

CHARCANI V 12,00 -

GALLITO CIEGO 2,00 -

HUINCO 85,00

ILO 2 4,00 -

MACHUPICCHU 4,00 -

MALPASO 4,00 -

MANTARO 16,00 -

RESTITUCIÓN 5,00 -

SAN GABÁN II 5,00 -

YAUPI 6,00 -

YUNCÁN 6,00 -

Total 86,00 85,00

11.17 De las Figuras 17, 18, 19, 22, 23 y 28 (ver Anexo 1), observamos que las CC.HH. Cahua, Cañón del Pato, Carhuaquero, Yaupi, Yuncán y la unidad de generación TV21 de la C.T. Ilo 2, ejecutaron adecuadamente durante el presente evento, su función asignada de regulación primaria de frecuencia.

11.18 De las Figuras 20, 21, 24, 25, 26, 27 y 29 (ver Anexo 1), observamos que las CC.HH. Charcani V, Machupicchu, Malpaso, Mantaro, Restitución, San Gabán II y Gallito Ciego no ejecutaron la regulación primaria de frecuencia por encontrarse sin reserva, debido que previo al evento, la frecuencia se encontraba en 59,79 Hz producto del incrementó de la demanda en el SEIN, a lo cual, estas centrales habían agotado su reserva para el control de la frecuencia.

11.19 En la Tabla 8 muestra el resumen del análisis efectuado para cada central.

Tabla 8. Resumen del desempeño de las centrales asignadas para la RPF.

EMPRESA CENTRAL RPF

ASIGNADO (MW)

REALIZÓ RPF OBSERVACIÓN

ENERSUR C.T. Ilo 2 4,00 Reguló Ver Anexo 1

C.H. Yuncán 6,00 Reguló Ver Anexo 1

SN POWER

C.H. Yaupi 6,00 Reguló Ver Anexo 1

C.H. Cahua 4,00 Reguló Ver Anexo 1

C.H. Gallito Ciego 2,00 No Reguló Ver Anexo 1


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EMPRESA CENTRAL RPF

ASIGNADO (MW)

REALIZÓ RPF OBSERVACIÓN

C.H. Malpaso 4,00 No Reguló Ver Anexo 1

EGENOR C.H. Cañón del Pato 13,00 Reguló Ver Anexo 1

C.H. Carhuaquero 5,00 Reguló Ver Anexo 1

EGASA C.H. Charcani V 12,00 No Reguló Ver Anexo 1

EGEMSA C.H. Machupicchu 4,00 No Reguló Ver Anexo 1

SAN GABÁN C.H. San Gabán II 5,00 No Reguló Ver Anexo 1

ELECTROPERÚ C.H. Restitución 5,00 No Reguló Ver Anexo 1

C.H. Santiago Antúnez de Mayolo 16,00 No Reguló Ver Anexo 1

En el anexo 1 de este informe, se observa las gráficas de las centrales que estuvieron asignadas para RPF y su respuesta de regulación momento previo, durante y posterior al evento.

EVALUACIÓN DE LA RESPUESTA DE UNIDADES TÉRMICAS ANT E VARIACIONES DE FRECUENCIA:

11.20 En las Figuras 10, 11, 12, 13 y 14, se aprecia la respuesta de las unidades térmicas de las CC.TT. Chilca Uno, Kallpa, Santa Rosa (TG7), Aguaytía y Malacas. Las unidades TG1, TG2 y TG3 de la C.T. Chilca Uno se encontraban en ciclo combinado con la unidad TV. Las unidades TG1, TG2 y TG3 de C.T. Kallpa se encontraban operando cada una en ciclo simple.

11.21 En las Figuras 10, 11 y 12, se aprecia la respuesta de las unidades térmicas de las CC.TT. Chilca Uno, Kallpa y Santa Rosa. En la Tabla 9, muestra la disminución de generación de las unidades térmicas, en las cuales se ha considerado el promedio de un minuto antes de las 10:45:14 h (previa a la desconexión del caldero HRSG11 de la TG3 de la C.T. Ventanilla) y un minuto antes de las 10:07:34 h (antes de que la frecuencia se encuentre por debajo del umbral de la 7° Etapa).

11.22 Como consecuencia de la disminución de frecuencia originada por la disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Ventanilla, las unidades de generación de las CC.TT. Kallpa (TG1, TG2 y TG3), Chilca Uno (TG1, TG2, TG3 y TV) y C.T. Santa Rosa (TG7) disminuyeron en total 17,17 MW.

11.23 Las unidades de las CC.TT. Aguaytía y Malacas no disminuyeron su generación.

Tabla 9. Disminución de generación de las unidades térmicas

CENTRAL UNIDAD POTENCIA (MW)

1 minuto antes de las 11:40:26

POTENCIA (MW) 1 minuto antes de las

11:45:14

DISMINUCIÓN DE POTENCIA (MW)

KALLPA

TG1 176,26 174,18 2,08

TG2 176,03 173,80 2,23

TG3 177,15 175,14 2,01

CHILCA UNO

TG1 161,23 157,69 3,54

TG2 160,13 157,30 2,83

TG3 177,06 174,95 2,11

TV 262,40 261,05 1,35

SANTA ROSA TG7 109,67 108,65 1,02

Total 17,17


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Figura 12. Perfil de Potencia Activa de la C.T. Chilca Uno (Fuente: SCADA COES).

Figura 13. Perfil de Potencia Activa de la C.T. Kallpa (Fuente: SCADA COES).

Figura 14. Perfil de Potencia Activa de la unidad TG7 de la C.T. Santa Rosa (Fuente: SCADA COES).

Rango de análisis pre falla

Rango de análisis post falla

Rango de análisis pre falla

Rango de análisis post falla


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Figura 15. Perfil de Potencia Activa de la C.T. Aguaytía (TG1 y TG2) (Fuente: SCADA COES).

Figura 16. Perfil de Potencia Activa de la C.T. Malacas (Fuente: SCADA COES).

NORMALIZACIÓN DE SUMINISTROS:

11.24 A las 11:46 h, el CCO-COES coordinó con el CC-LDS normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11.25 A las 11:47 h, el CCO-COES coordinó con el CC-ENO normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11.26 A las 11:48 h, el CCO-COES coordinó con el CC-ELN normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11.27 A las 11:52 h, el CCO-COES coordinó con el CC-EDN normalizar el total de los suministros interrumpidos.

11.28 A las 11:54 h, el CCO-COES coordinó con el CC-ELS normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11.29 A las 11:55 h, el CCO-COES coordinó con el CC-ELC normalizar el total de sus suministros interrumpidos.


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11.30 A las 11:58 h, el CCO-COES coordinó con el CC-MCV normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

DEMORA EN LA NORMALIZACIÓN DE LOS SUMINISTROS:

11.31 La última coordinación para la normalización ejecutada por el CCO-COES fue a las 11:58 h, por lo cual, considerando una tolerancia de 15 minutos, se considerará como demora en la normalización de los suministros a partir de las 12:13 h, y será de responsabilidad de la misma empresa.

11.32 De acuerdo a lo mencionado en el numeral 6.31, la empresa CEMENTO ANDINO presenta una demora en la normalización de sus suministros a partir de las 12:13 h.

11.33 De acuerdo a lo mencionado en el numeral 6.31, la empresa PRAXAIR presenta una demora en la normalización de sus suministros a partir de las 12:13 h.

11.34 De acuerdo a lo mencionado en el numeral 6.31, la empresa TEXTIL PIURA presenta una demora en la normalización de sus suministros a partir de las 12:13 h.

7. CONSECUENCIAS

7.1 En la Calidad del Producto: No se presentó transgresiones a la calidad de frecuencia.

7.2 En la Calidad del Suministro:

7.2.1 Las interrupciones de suministro que se produjeron por actuación del ERACMF fueron las siguientes:

ZONA SUMINISTRO S.E. POTENCIA (MW) INICIO FINAL DURACIÓN

(min) FUNCIÓN ETAPA

2 CAN-Condorcocha(Molino de carbón) Condorcocha 0,73 11:45:45 12:38:00 52,25 f 7

2 CMA-Puerto (Puerto Antamina) Puerto 0,83 11:45:00 11:49:00 4,00 f 7

2 EDN-Mirones(M-11) Mirones 3,06 11:45:44 11:52:04 6,33 f 1

2 EDN-Zapallal(W-05) Zapallal 3,75 11:46:02 11:53:55 7,88 f 7

2 EDN-Ventanilla(V-01) Ventanilla 3,31 11:45:53 11:53:15 7,37 f 7






1 ELN- Chiclayo Norte (A2013) Chiclayo Norte 2,46 11:45:47 11:48:13 2,43 f 7

4 ELS-Tacna(O-345) Tacna 1,62 11:44:00 11:54:00 10,00 f 7

1 ENO-Sullana(A1014) Sullana 0,76 11:45:16 11:47:00 1,73 f 7

1 ENO-Tierra Colorada(A1603) Tierra Colorada 1,57 11:45:16 11:47:00 1,73 f 7

1 ENO-Tumbes(A1044) Tumbes 1,20 11:45:16 11:47:00 1,73 f 7

2 KIM-Over(PCC 4 - 2) Over 1,69 10:41:00 10:46:00 5,00 f 1

2 KIM-Over(PCC 2 - 2) Over 1,31 10:41:00 10:46:00 5,00 f 3

2 LDS-Luis Neyra(U -02) Luis Neyra 4,13 11:45:45 11:49:40 3,92 f 7

2 LDS-Gálvez(G -18) Gálvez 3,48 11:45:45 11:48:42 2,95 f 7

2 LDS-Gálvez(G -22) Gálvez 2,26 11:45:45 11:48:46 3,02 f 7

2 LDS-Villa Maria(VM-12) Villa Maria 4,31 11:45:45 11:48:20 2,58 f 7


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ZONA SUMINISTRO S.E. POTENCIA (MW) INICIO FINAL DURACIÓN

(min) FUNCIÓN ETAPA

2 LDS-Villa Maria(VM-14) Villa Maria 2,21 11:45:45 11:48:15 2,50 f 7

2 LDS-Huachipa (HP-05) Huachipa 4,40 11:45:45 11:49:09 3,40 f 7

4 MCV-Sulfuros (Agua Rio Chili) Sulfuros 4,25 11:46:00 12:02:00 16,00 f 1

4 MCV-Sulfuros (Chancadora 1) Sulfuros 3,12 11:46:00 12:04:00 18,00 f 7

2 MSL-Huallanca Nueva(HUALLANCA) Huallanca Nueva 0,23 11:46:00 11:47:00 1,00 f 1

2 PRA-Sala Eléctrica (K3) Sala Eléctrica 0,13 11:47:17 12:23:00 35,72 f 1

2 SID-Principal(Z662) Principal 1,05 11:45:28 11:53:28 8,00 f 1





1 TPI-Textil Piura(Ret 4) Textil Piura 0,35 11:43:00 12:15:00 32,00 f 7

2 YAN-Carachugo(1820-SG-11301) Carachugo 1,25 11:45:42 11:57:42 12,00 f 7

2 ELC - Huancayo Este (A4243) Huancayo Este 1,12(*) 11:45:32 11:47:52 2,33 f 7

2 ELC - Huancayo Este (A4244) Huancayo Este 0,80(*) 11:45:45 11:48:01 2,27 f 7

2 ELC - Huanta (A4009) Huanta 0,58(*) 11:49:00 11:57:20 8,33 f 1

2 ELC - Huanta (A4010) Huanta 0,56(*) 11:49:00 11:57:10 8,17 f 1

TOTAL 72,46

(*) No ha sido reportado en la Extranet de OSINERGMIN.

8. CONCLUSIONES

8.1 La disminución de la generación de la unidad TV de la C.T. Ventanilla se debió a la desconexión del caldero HRSG11 correspondiente a la unidad TG3 de la C.T. Ventanilla por actuación de su sistema de protección por alta temperatura de vapor, de acuerdo a lo informado por la empresa EDEGEL, propietaria de la central. A consecuencia de ello, la unidad TV que operaba en ciclo combinado con las unidades TG3 y TG4 de la central, disminuyó su generación de 174,18 MW a 21,67 MW.

8.2 Como consecuencia directa de la disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Ventanilla, se produjo la disminución gradual de la frecuencia del SEIN hasta un valor mínimo de 59,014 Hz.

8.3 La interrupción de suministros con un total de 58,61 MW se produjo por la actuación de la 7° Etapa del ERACMF, cuyo origen fue la disminuc ión de generación de la unidad TV de la C.T. Ventanilla.

8.4 Las CC.HH. Yuncán, Yaupi, Cahua, Cañón del Pato, Carhuaquero y la unidad TV21 la C.T. Ilo 2 ejecutaron adecuadamente la regulación de frecuencia de acuerdo a lo asignado por el COES.

8.5 Las CC.HH. Gallito Ciego, Malpaso, Charcani V, Machupicchu, San Gabán II, Restitución y Mantaron no ejecutaron la regulación frecuencia durante el evento, debido a que su reserva estaba agotada por ejercer adecuadamente su función asignada de regulación de frecuencia en previo incremento normal de la demanda.

8.6 La C.H. Huinco ejecutó durante el evento, de manera adecuada la regulación de frecuencia de acuerdo a lo asignado por el COES.


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8.7 Como consecuencia de la disminución de frecuencia originada por la disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Ventanilla, las unidades de generación de las CC.TT. Kallpa (TG1, TG2 y TG3), Chilca Uno (TG1, TG2, TG3 y TV) y C.T. Santa Rosa (TG7) disminuyeron en total 17,17 MW.

8.8 La interrupción de suministros con un total de 12,54 MW por actuación de la 1° Etapa del ERACMF, de acuerdo a lo informado por las empresas EDELNOR, KIMBERLY CLARK, MINERA SANTA LUISA, PRAXAIR, SIDER PERÚ, ELECTRO CENTRO y MINERA CERRO VERDE, serán de responsabilidad de los mismos debido a que no se presentaron condiciones para la actuación de la 1° Etapa del ERACMF de acuerdo a lo mencionado en el numeral 6.8 del presente informe.

8.9 La interrupción de suministros con un total de 1,31 MW por actuación de la 3° Etapa del ERACMF, de acuerdo a lo informado por el usuario libre KIMBERLY CLARK, será de responsabilidad de la misma debido a que no se presentaron condiciones para la actuación de la 3° Etapa del ERACMF de acuerdo a lo mencionado en el numeral 6.8 del presente informe.

8.10 Los usuarios libres CEMENTO ANDINO, MINERA ANTAMINA, KIMBERLY CLARK, MINIERA SANTA LUISA, PRAXAIR, SIDER PERÚ, TEXTIL PIURA y MINERA YANACOCHA, normalizaron sus suministros sin coordinación con el COES, sin embargo estas normalizaciones no ocasionaron problemas en la regulación de frecuencia del SEIN.

8.11 De acuerdo a lo mencionado en el numeral 6.32 del presente informe, la empresa CEMENTO ANDINO será responsable de la demora en la normalización de sus suministros desde las 12:13 h.

8.12 De acuerdo a lo mencionado en el numeral 6.33 del presente informe, la empresa PRAXAIR será responsable de la demora en la normalización de sus suministros desde las 12:13 h.

8.13 De acuerdo a lo mencionado en el numeral 6.34 del presente informe, la empresa TEXTIL PIURA será responsable de la demora en la normalización de sus suministros desde las 12:13 h.

9. RECOMENDACIONES

12.1 A EDELNOR, KIMBERLY CLARK, MINERA SANTA LUISA, PRAX AIR, SIDER PERÚ, ELECTRO CENTRO Y MINERA CERRO VERDE: Informar al COES el motivo por el cual se produjo la actuación de la 1° Etapa del ERACMF en sus instalaciones, cuando en el presente evento no se presentaron condiciones para la actuación de dicha etapa del ERACMF.

12.2 A KIMBERLY CLARK: Informar al COES el motivo por el cual se produjo la actuación de la 3° Etapa del ERACMF en sus instalac iones, cuando en el presente evento no se presentaron condiciones para la actuación de dicha etapa del ERACMF.

12.3 A ELECTRO CENTRO: Reportar su interrupción de suministros por ERACMF en la Extranet de OSINERGMIN de acuerdo al procedimiento vigente.

12.4 A ELECTROCENTRO, KIMBERLY CLARK, PRAXAIR y TEXTIL PIU RA: Sincronizar la hora de sus relés asignados al ERACMF con GPS, debido a que en este evento han reportado una hora de inicio diferente.

12.5 A CEMENTO ANDINO, MINERA ANTAMINA, KIMBERLY CLARK, MINERA SANTA LUISA, PRAXAIR, SIDER PERÚ, TEXTIL PIURA y MINERA Y ANACOCHA: Para


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futuros eventos ejecutar la normalización de sus suministros con previa autorización del COES.

10. DOCUMENTOS CONSIDERADOS EN EL INFORME

N° EMPRESA INFORME FINAL FECHA DE ENTREGA

1 COES SINAC SCO – N1 – 030 IF – 2013 07.02.2013

CT-AF EV-009-2013 21.02.2013

2 UNACEM SCO – N1 – 02 IF – 2013 06.02.2013

3 EDEGEL F.GE.OA.08 05.02.2013

4 ELECTRO NOR OESTE CCO – ENOSA F – 05 – 02 – 2013 05.02.2013

5 ELECTRO NORTE CCO – 05 – 02 – 2013 05.02.2013

6 ELECTRO SUR INFORME PRELIMINAR 06.02.2013

7 CERRO VERDE CV – PT – 008 – 2013 06.02.2013

8 REP OP / AP - 000004952013 06.02.2013

San Isidro, 04 de Marzo de 2013


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ANEXO 1

DESEMPEÑO DE LA RESERVA PRIMARIA DE FRECUENCIA ASIG NADAS EN LAS

UNIDADES DEL SEIN


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C.H. Cahua:

Figura 17. Perfil de potencia activa de la C.H. Cahua (Fuente: SCADA COES).

C.H. Cañón del Pato:

Figura 18. Perfil de potencia activa de la C.H. Cañón del Pato (Fuente: SCADA COES).


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C.H. Carhuaquero:

Figura 19. Perfil de potencia activa de la C.H. Carhuaquero (Fuente: SCADA COES).

C.H. Charcani V:

Figura 20. Perfil de potencia activa de la C.H. Charcani V (Fuente: SCADA COES).


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C.H. Machupicchu:

Figura 21. Perfil de potencia activa de la C.H. Machupicchu (Fuente: SCADA COES).

C.H. Yaupi:

Figura 22. Perfil de potencia activa de la C.H. Yaupi (Fuente: SCADA COES).


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C.H. Yuncán:

Figura 23. Perfil de potencia activa de la C.H. Yuncán (Fuente: SCADA COES).

C.H. Malpaso:

Figura 24. Perfil de potencia activa de la C.H. Malpaso (Fuente: SCADA COES).


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C.H. Santiago Antúnez de Mayolo:

Figura 25. Perfil de potencia activa de la C.H. Santiago Antúnez de Mayolo (Fuente: SCADA COES).

C.H. Restitución:

Figura 26. Perfil de potencia activa de la C.H. Restitución (Fuente: SCADA COES).


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C.H. San Gabán II:

Figura 27. Perfil de potencia activa de la C.H. San Gabán II (Fuente: SCADA COES).

C.T. Ilo 2 – TV21:

Figura 28. Perfil de potencia activa de la C.T. Ilo 2 (Fuente: SCADA COES).


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C.H. Gallito Ciego:

Figura 29. Perfil de potencia activa de la C.H. Gallito Ciego (Fuente: SCADA COES).

informe tÉcnico del coes

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