coes-sinac d-1200-2007
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1. Elaborado P Ch P gina 9 de 12 Revisado F T G vB AVV2. Hz J s Hz s is Jibz s MN ts maD rs E E LE MEN CC E E Si OS 1 58 1 e 10 0 58 70 58 60 8 50 3 La temporizaci n de los rel s de derivada no Bas O 0 15 el iempo requerido por cada rel para la medici n de la Reposici n 2 5 2 5 30 0 derivada de la frecuencia 1 Porcentaje de rechazo de 8 ES Tas cargas 4 En la Zona Sur la temporizaci n de los rel s de derivada de del rea Norte desde la subestaci n Chimbote frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro 2 Respaldo para reponer la frecuencia si luego Cachimayo DoloresPata Machupicchu y Abancay es 0 35 s de tos rechazos se queda por debajo de 59 1 Hz 6 18 Con la actuaci n del ERACMF la frecuencia en el SEIN aument hasta 59 619 Hz pero la frecuencia nuevamente comenz a disminuir ver Figura 13 esto debido a que la demanda segu a aumentando y hab a d ficit de reserva potencia activa en el SEIN Por tal motivo a las 19 30 h el Coordinador del SEIN dispuso que el cliente libre Cementos Lima realice un rechazo manual en sus instalaciones restringi 16 MW y a las 20 40 h el Coordinador del SEIN dispuso que el cliente libre Aceros Arequipa se mantenga con carga baja restringi 35 MW ya que a partir de las 21 00 h suele normalizar su consumo Asimismo al continuar el d ficit de reserva no se pudo recuperar inmediatamente los suministros interrumpidos por la actuaci n del ERACMF
3. a la C H Mantaro por la limpieza del rea de represamiento purga 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 13 Luego de la desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla la frecuencia en el SEIN disminuy desde 60 02 Hz hasta 59 009 Hz lo que provoc que se active la primera etapa del ERACMF y luego de 25 segundos sta se recuper hasta 59 269 Hz por la acci n de la reserva rotante ver Figura 10 a e01 PE 600 599 598 597 596 59 5 Desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla 59 269 Hz 594 593 592 591 59 0 59 009 Hz 589 9 828 9 837 BBAS BESA BVO PDN D B20 D B28 9937 25 segundos Figura 10 Activaci n de la Etapa de Reposici n del ERACMF GPS Lima 6 14 Con la acci n de la reserva rotante la frecuencia se recuper hasta 59 269 Hz y se mantuvo alrededor de dicho valor durante 8 segundos luego de los cuales se inici un proceso de disminuci n de la frecuencia ver Figura 11 la cual fue originada por la falta de reserva rotante en el SEIN para cubrir el aumento de la demanda En esta parte la frecuencia alcanz a disminuir hasta 59 005 Hz por lo cual nuevamente se activ la primera etapa del ERACMF ss Hz mal 8 segundos alrededor de
4. 4 Do 592 9 0 590 e G1 A G2 G3 G4 Frecuencia leo 58 8 9 000 BR B 5646 VBI B2131 B2424 927 7 Figura 4 Respuesta de los grupos de la C H Malpaso durante el evento 6 7 En la Figura 5 se observa el comportamiento opuesto de las unidades TV3 y TV4 de la C T llo 1 Mientras que la unidad TV3 aport 8 69 MW la unidad TV4 disminuy su generaci n en 10 48 MW dando como resultado un aporte nulo en la C T llo 1 respecto a los 5 MW asignados para ia RPF i am E 50 m so so 40 30 204 o Tv3 e Tv4 Frebli ncia o W000 92S 9 546 983 V231 92424 9277 Figura 5 Respuesta de las unidades de la C T llo 1 durante el evento 6 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 para la RPF Luego de 1 67 minutos esta unidad present un descenso en su generaci n debido a la limitaci n propia de las Unidades de vapor llegando hasta un valor de 111 63 MW Luego de unos segundos nuevamente subi su potencia hasta 125 MW por acci n manual del operador Elaborado P Ch Revisado F T G vB SW P gina 5 de 12 INFORME T CNICO COES SINAC IT DEV 030A 2007 23 08 2007 MW Frecuencia HZ Acci n manual 589 vL3xR323338NR282888 3 8 2 26 B D 53 B2tB 82245 222 Figura
5. 59 26 Hz N s32 Aumento de la demanda s24 5011 5904 59 005 Hz 7 59 009 Hz ss 9 823 S845 S902 9920 99I VOM 920 2 B2029 92046 Figura 11 2 Disminuci n de la Frecuencia en el SEIN Elaborado P Ch Revisado F T G V B SAYS P gina 8 de 12 INFORME T CNICO ERES COES SINAC IT DEV 030A 2007 AS 23 08 2007 6 15 El d ficit de reserva en el SEIN para atender el incremento de la demanda se present porque la reserva asignada para esta funci n RSF asignada a la C H Huinco fue utilizada para la RPF en reemplazo de la C H Mantaro ya que esta ltima no aport lo asignado para ejercer dicha funci n 6 16 Asimismo la frecuencia en el SEIN se mantuvo alrededor de 59 1 Hz durante 31 650 s ver Figura 12 raz n por la cual se activ la Etapa de Reposici n del ERACMF 59 005 BN 59 0 9 949 9 90 53 D D 58 92002 92008 920 920 5 920 9 Figura 12 Activaci n de la Etapa de Reposici n del ERACMF GPS Lima 6 17 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 umero Porcentaje R POR UMBRA de de rechazo ZONA CENTRO Etapas en cletopa
6. 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 durante el evento donde inicialmente aument su generaci n en 17 11 MW por la acci n transitoria de la m quina y que luego de 1 33 minutos la potencia disminuy hasta 109 58 MW manteniendo un aporte promedio de 10 MW que corresponde a los 10 MW asignados para la RPF 90 80 e T O 4 Frecuencia Bal 9 00 00 9 2 53 9 15 46 9 18 38 92131 19 24 24 827 7 Figura 7 Respuesta de la unidad TG7 de la C T Santa Rosa 6 10 En este evento se tiene que considerar la respuesta de la C H Huinco la cual estuvo asignada con 35 MW para la RSF pero de acuerdo a las caracteristicas de sus grupos dicha reserva fue aportada al SEIN como RPF Esta central aport un total de 38 03 MW valor que corresponde a la reserva de dicha central previa al evento Ver Figura 8 Elaborado P Ch Revisado F T G vo AMV P gina 6 de 12 INFORME T CNICO ASES COES SINAC IT DEV 030A 2007 DAS 23 08 2007 ccna S R 0 ooo D B00 W B43 D 727 VBO D B53 BIG D20 9 Figura 8 Respuesta de los grupos de la C H Huinco durante el evento 6 11 En 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 en gran proporci
7. AGOES SINAC COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA INEA DA betiembre de 2007 COES SINAC D 1200 2007 Se ores Gerentes Generales y Representantes de las Empresas Integrantes del COES SINAC y de las Empresas de Distribuci n Ing Manuel Cieza P Ing Guillermo Cox H Ing Carlos Falcon S Ing Rafael Flores Ch Ing Javier Garc a B Ing Eduardo Gubbins G Ing H ctor Guti rrez H Sr Jes s Hinojosa R Ing Mark Hoffmann R Ing Ma Jian Guo Sr Dante LaGatta S Ing Carlos Luna Cabrera Ing Carlos Ariel Naranjo Ing Alejandro Orme o D Dr Antonio Pinilla C Ing Jes s Ram rez G Ing Mario Ortiz de Zevallos Ing Fabio Sarmiento A Ing Ra l Tengan M Ing Lucio Vargas S Ing N stor Paredes Sr Oscar del Corral Ing Ignacio Blanco Ing Mile Cacic Ing Jos Oporto Ing Percy Cueva Ing Agapito Fern ndez Ing Alberto P rez M Ing Mario L pez Ing Wilfredo Campos Sr C sar Lu zar Ing Mario Blanco Sr Manuel Rizo Patr n EEPSA EL CTRICA SANTA ROSA EGESUR ENERSUR KALLPA CORONA EGENOR EGASA ELECTROANDES SHOUGESA TERMOSELVA ETESELVA EDEGEL REP ISA PERU TRANSMANTARO CAHUA ANTAMINA SAN GABAN EGEMSA REDESUR ELECTROPER ELECTRO PUNO S A A EDE CA ETE S A COELVISAC EDELNOR S A LUZ DEL SUR SEAL ENOSA ENSA HIDRANDINA ELECTROCENTRO ELECTRO UCAYALI ELECTRO SURESTE ELECTROSUR ELECTROSURMEDIO Asunto Asignaci n de responsabilidades por transgr
8. E OPERACIONES COES SINAC Adj Lo indicado AVV FTG Cc MINEM DGE OSINERGMIN DOA DEV DPC COES RNAS DECISI N DE LA DIRECCION DE OPERACIONES DEL COES SINAC RESPECTO DE LAS TRASGRESIONES A LA NTCSE POR EL EVENTO EV 030A 2007 Sumilla Asignaci n de responsabilidad por el evento de desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla ocurrido el d a 21 03 2007 a las 19 18 h Lima 20 de setiembre de 2007 LA DIRECCION DE OPERACIONES DEL COES SINAC VISTOS 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 se ala que tiene la funci n administrativa de asignar responsabilidad en caso de trasgresiones a la Norma T cnica de Calidad de los Servicios El ctricos NTCSE adem s en el numeral 3 5 de la NTCSE se estipula que el COES est obligado a investigar e identificar a trav s de un an lisis estrictamente t cnico a los integrantes del sistema responsables por el incumplimiento de la calidad del producto y de suministro cuando existan transferencias de energ a en condiciones de mala calidad desde un COES entre integrantes de un COES conforme a los indicadores de calidad establecidos en dicha norma l ANTECEDENTES 1 1 El d a 21 de marzo de 2007 a las 19 18 h se produjo la desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla debido a una falla en el procesador AP 26 de automatizaci n de la caldera de esta u
9. ECONOMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Lima 21 de setiembre de 2007 COES SINAC D 1201 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 siguiente informe t cnico relacionado a transgresiones a la calidad del producto y suministro Informe T cnico N COES SINAC IT DEV 030A 2007 dei 21 03 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 1200 2007 cuya copia le ha sido remitida Sin otro particular aprovecho la oportunidad para saludarlo Atentamente DIRECTOR DE OPERACIONES COES SINAC Adj Lo indicado Ce DGE MEM ELECTRONORTE DIRECTORES COES SINAC DOA DEV DPC Los informes mencionados en este documento e informaci n complementaria se encuentran publicados en el portal de Intemet del COES SINAC http www coes org
10. IN se debi a que la C H Huinco utiliz su reserva asignada para dicha funci n como reserva primaria en reemplazo de la C H Mantaro durante la desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla ocurrido 1 2 minutos antes La C H Huinco supli el d ficit de la Reserva Primaria de Frecuencia RPF durante el periodo del evento de desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla debido a la inadecuada asignaci n de 60 MW de reserva a la C H Mantaro la cual no pudo responder debido a la P gina 2 6 Ag DES Decisi n de la DOCOES INAC respecto de Trasgresiones a la NTCSE por EV 030A 2007 2 7 2 8 3 1 3 2 3 3 3 4 limitaci n que ten a por encontrarse en limpieza el rea de represamiento purga de la Presa de Tablachaca de la citada central hidroel ctrica Como consecuencia de esta situaci n la segunda disminuci n de la frecuencia activ nuevamente la primera Etapa y la Etapa de Reposici n del ERACMF Los tiempos prolongados en la recuperaci n de los suministros desconectados en los eventos m s el rechazo manual de carga dispuesto por el COODINADOR del SEIN CCO COES a las 19 30 h en instalaciones del cliente Cementos Lima 16 MW y la orden del CCO COES a las 20 40 h para restringir su carga 36 MW al cliente Aceros Arequipa se debieron a la falta de generaci n y a la insuficiente reserva fr a prevista en el SEIN SUSTENTO JUR DICO De acuerdo a lo dispuesto en el nu
11. Sectores de Distribuci n T pico 4 y 5 En consecuencia en virtud de la aplicaci n de esta normativa quedan exceptuados de las compensaciones por la NTCSE los siguientes suministros N CLIENTES E POTENCIA DURACI N SECTOR MW MIN T PICO uomo 1 21 13 00 5 1 ESE Yauri ESE Chuquibambilla Salidas 1 y 3 SUB TOTAL Tintaya RACMF Andahuaylas 0 75 Sobre la base del sustento t cnico y jur dico se alado en los considerandos precedentes la Direcci n de Operaciones del COES SINAC emite la presente decisi n RESUELVE PRIMERO Asignar a EDEGEL la responsabilidad por las interrupciones registradas a partir de las 19 18 h asociadas a la primera etapa del ERACMF indicadas con los N meros del 1 al 8 del cuadro siguiente las cuales fueron ocasionadas por la desconexi n intempestiva de la unidad TG4 de la CT Ventanilla por ser dicha empresa la titular de las referidas instalaciones considerando que es su obligaci n conservar y mantener sus instalaciones en condiciones ptimas para su operaci n Asimismo asignar a EDEGEL y al COES la responsabilidad por las interrupciones producidas a partir de las 19 20 h por el d ficit de reserva de potencia activa indicadas con los N meros del 9 al 31 del cuadro siguiente P gina 5 6 mucoun MUNICA BE GUA TOR DE OPERACIONES COES SINAC P gina 6 6 COES SINAC COMITE DE OPERACION
12. conocimiento del COES SINAC a 60 2 60 a 59 8 59 4 4 i A 59 0 508 19 17 00 19 17 43 19 18 26 19 19 09 19 19 53 19 20 36 G1 4 62 a G3 m G4 MH G5 e G5 4 G7 Frecuencia Figura 2 Respuesta de los grupos de la C H Mantaro durante el evento La C H Carhuaquero estuvo asignada con 8 MW para la RPF sin embargo s lo respondi con 5 04 MW ver Figura 3 Dicho valor corresponde al margen que existia entre la generaci n de la central previa al evento y su m xima capacidad La reserva aportada por la central fue menor a la asignada debido al aumento de la demanda en el SEIN ya que se encontraba en la pendiente de toma de carga de la hora punta 0 60 Hz 39 602 88 le7 4 las las ES 594 592 59 MW Frecuencia 80 588 8 10 00 ere 22424 8 3136 2 38 48 Figura 3 Respuesta de la C H Carhuaquero durante el evento Elaborado P Ch Revisado F T G vos P gina 4 de 12 AVV INFORME T CNICO COES E ES a AGES COES SINAC IT DEV 030A 2007 AS 23 08 2007 6 6 La C H Malpaso aport 4 23 MW de los 5 MW asignada para la RPF ver Figura 4 ya que esta central 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 fao 60 Mw Hz ji 602 a o 60 20 598 mo 596 59
13. do los intereses de los otros Suministradores Conforme al numeral 1 2 de la NTCSE se entiende por Suministrador a la entidad que provee un servicio o un suministro de energ a a otra entidad o a un usuario final del mercado libre o regulado P gina 3 6 Decisi n de la DOCOES respecto de Trasgresiones a la NTCSE por EV 030A 2007 3 6 3 7 De acuerdo a lo dispuesto en el literal b del articulo 31 de la Ley de Concesiones El ctricas los concesionarios de generaci n transmisi n y distribuci n est n obligados a conservar y mantener sus instalaciones en condiciones adecuadas para su operaci n eficiente En tal sentido teniendo en cuenta que la falla se produjo en la C T Ventanilla y siendo EDEGEL la empresa titular de dicha instalaci n existe responsabilidad objetiva por parte de esta empresa ya que constituye obligaci n suya el mantener sus instalaciones en condiciones adecuadas para su operaci n eficiente Tomando en cuenta las consideraciones anteriores queda claro que EDEGEL es responsable por los hechos que produjeron la desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla falla en el procesador AP 26 de automatizaci n de la caldera de sta unidad conforme se desprende de su propio Informe de Falla denominado Disparo Unidad TG4 por trabajos en M dulo AP 26 de Automatizaci n de la Caldera Central Ventanilla y por consiguiente es responsable de las interrupciones derivadas de la primera actuac
14. esiones a la NTCSE por el evento ocurrido el 21 03 2007 a las 19 18 h Referencia Acuerdo del Directorio O D 2 en la Sesi n No 285 del 07 06 2007 De nuestra 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 y en cumplimiento del Acuerdo de Directorio citado en la referencia les comunicamos la determinaci n de responsabilidades por trasgresiones a la NTCSE por el evento EV 030A 2007 ocurrido el 21 03 2007 a las 19 18 horas Desconexi n de la unidad TG 4 de la C T Ventanilla seg n el documento Decisi n de la DOCOES respecto de las Transgresiones a la NTCSE por el evento EV 030A 2007 que se adjunta a la presente carta En dicho documento se consigna la decisi n de asignaci n de responsabilidades y se exponen los fundamentos t cnicos y jur dicos que la sustentan Adicionalmente en el Informe COES SINAC DEV IT 030A 2007 de fecha 23 08 2007 se presenta el correspondiente an lisis t cnico Asimismo se comunica que dicho informe conjuntamente con toda la informaci n recibida sobre el referido evento se encuentra publicada 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 Ing IMME GUERRA MONTES DE GGA DIRECTOR D
15. i n del ERACMF por la disminuci n de frecuencia en el SEIN 59 01 Hz ocasionada por la referida desconexi n de la unidad TG4 Por otro lado es responsabilidad del COES efectuar una adecuada programaci n y asignaci n de reserva en el SEIN considerando las m quinas regulantes y las unidades disponibles de manera tal que al producirse un evento la reserva asignada responda oubriendo la demanda requerida En tal sentido el Procedimiento T cnico N 22 en su numeral 4 2 establece como parte de los criterios b sicos referidos a la regulaci n primaria de frecuencia que El sistema el ctrico debe contar en todo momento de la operaci n con reserva rotante con el fin de que al ocurrir alguna perturbaci n principalmente salida de unidades de generaci n la frecuencia del sistema se recupere r pidamente Asimismo tenemos que el Procedimiento T cnico N 22 en su numeral 5 1 4 establece como responsabilidades de la Direcci n de Operaciones del COES a trav s de la Divisi n de Programaci n y Coordinaci n la programaci n de la reserva rotante distribuida en reas preservando la seguridad y calidad del suministro El ctrico Conforme se puede extraer del Informe T cnico IT DEV O30A 2007 la inadecuada programaci n de la reserva primaria de frecuencia identificada principalmente por la asignaci n de 60 MW de reserva a la Central Hidroel ctrica del Mantaro C H Mantaro cuando esta central se encontraba limitada por la lim
16. inculados a los eventos posteriores elaborando el Informe T cnico COES SINAC IT DEV 030A 2007 de fecha 13 08 2007 con el an lisis detallado sobre el evento acontecido el d a 21 03 2007 debido a la desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla a las 19 18 horas CONSIDERANDO 2 1 2 2 2 3 2 4 2 5 2 6 SUSTENTO T CNICO El Informe T cnico COES SINAC IT DEV 030A 2007 contiene el an lisis completo de los hechos ocurridos en el evento sobre la base de las evidencias y pruebas recopiladas por lo que constituye el documento base para la identificaci n de las empresas involucradas en las trasgresiones a los indicadores de calidad de la NTCSE Conforme se desprende de an lisis efectuado en el referido informe el evento de desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla de propiedad de la empresa EDEGEL se debi a una falla en el procesador AP 26 de automatizaci n de la caldera de esta unidad Como consecuencia de la desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla con 150 MW la frecuencia en el SEIN disminuy desde 60 001 Hz hasta 59 009 Hz activando el Esquema de Rechazo Autom tico de Carga por M nima Frecuencia ERACMP Seguidamente la frecuencia en el SEIN se recuper hasta 59 269 Hz sin embargo luego de 8 segundos empez a disminuir hasta llegar a 59 005 Hz debido al d ficit de reserva rotante para cubrir el crecimiento constante de la demanda El d ficit de reserva secundaria en el SE
17. meral 3 5 de la NTCSE el COES est obligado a investigar e identificar a los integrantes del sistema responsables por el incumplimiento de la calidad del producto y suministro de energ a para efectos de realizar las compensaciones a que hubiera lugar debiendo realizarse una lectura de esta norma acorde con lo establecido en el literal i del art culo 14 de la Ley N 28832 vigente a partir del 23 de julio de 2006 y mediante la cual se le delega al COES la funci n administrativa de asignar responsabilidades en caso de trasgresiones a la NTCSE as como calcular las compensaciones que correspondan Para el ejercicio pleno de dicha funci n administrativa conforme a las normas antes citadas el COES debe investigar analizar y atribuir a quien corresponda la responsabilidad por el hecho que ocasion la trasgresi n a la NTCSE Conforme a lo establecido en el numeral 6 1 2 de la NTCSE se considera como interrupci n a toda falta de suministro el ctrico en un punto de entrega pudiendo ser causadas estas interrupciones por la salida de equipos de las instalaciones del Suministrador o de otras instalaciones que lo alimentan as como por las que se producen por mantenimiento maniobras ampliaciones mal funcionamiento o fallas De acuerdo a lo dispuesto en el numeral 3 2 de la NTCSE todo Suministrador es responsable ante otros Suministradores por las interrupciones y perturbaciones que l o un cliente suyo inyecte en la red afectan
18. n al valor asignado de forma inapropiada a la C H Mantaro la cual se encontraba restringida Este d ficit fue compensado en parte con el aporte de 38 03 MW de la C H Huinco teniendo un d ficit resultante de 25 41 MW Cuadro 1 Resumen de la RPF Asignada y la RPF Ejecutada Mantaro Carhuaquero 8 00 5 04 Malpaso 5 00 4 23 llo 1 TV3 y TV4 5 00 0 00 llo 2 10 00 8 18 TG7 Sta Rosa 10 00 17 11 Huinco No asignada 38 03 TOTAL 98 00 72 59 Evaluaci n de la Reserva Fr a 6 12 El Procedimiento T cnico 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 El d a del evento la demanda del SEIN fue de 3712 21 MW por lo tanto la reserva fr a deber a haber sido por lo menos de 371 MW Sin embargo en el cuadro 2 se aprecia que fue insuficiente dicho valor Cuadro 2 Unidades Disponibles en el SEIN para la Reserva Fr a POTENCIA TIEMPO DE N CENTRAL EFECTIVA ARRANQUE MW MIN 1 C T Chilina TV2 6 19 561 6 C T Chilina TV3 9 90 516 6 C T Chilina CC 16 69 19 8 TOTAL 32 78 Elaborado P Ch P gina 7 de 12 Revisado F T G V B AMV INFORME T CNICO COES A SINAC COES SINAC IT DEV 030A 2007 IR 23 08 2007 Esto se debi a que se encontraban indisponibles por mantenimiento un total de 597 132 MW sin contar con la restricci n que ten
19. nidad origin ndose la activaci n del Esquema de Rechazo Autom tico de Carga por m nima frecuencia ERACMP al disminuir la frecuencia en el Sistema El ctrico Interconectado Nacional SEIN de 60 02 Hz hasta 59 01 Hz Seguidamente a ello la frecuencia se recuper hasta 59 269 Hz pero luego de 8 segundos empez a disminuir nuevamente hasta llegar a 59 005 Hz Esto debido a la insuficiente reserva en el SEIN para cubrir el crecimiento de la demanda Como consecuencia de ello se interrumpi un total de 87 99 MW Asimismo se restringi el suministro a los clientes libres Cementos Lima y Aceros Arequipa con un total de 51 MW debido al d ficit de potencia activa en el SEIN Finalmente a las 19 40 h se inici la recuperaci n progresiva de los suministros Decisi n de la DOCOES respecto de Trasgresiones a la NTCSE por EV 030A 2007 interrumpidos y a partir de las 21 17 h se coordin la recuperaci n de los suministros restringidos Dentro del proceso de an lisis de los eventos que ocasionan trasgresiones a la NTCSE con fecha 25 07 2007 se reuni el Comit de Trabajo de An lisis de Fallas CT AF para analizar el referido evento emitiendo un informe t cnico con el detalle de los hechos relevantes ocurridos La Divisi n de Evaluaci n del COES DEV con toda la informaci n recibida del evento realiz el an lisis detallado e identific el origen de la falla y las implicancias derivadas de ella as como los hechos v
20. pe Servicios Sistema de Informaci n Secci n An lisis de Fallas COES SINAC COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL INFORME T CNICO COES SINAC IT DEV 030A 2007 EVENTO Desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla FECHA 21 03 2007 HORA 19 18 horas 4 DOCUMENTOS CONSIDERADOS EN EL AN LISIS 2 2 2 3 3 2 N EMPRESA INFORME 1 COES SINAC IT CTAF EV 030 2007 25 07 2007 2 COORDINADOR DPC CCO 71 IF 2007 24 03 2007 3 EDEGE Informe de Falla 24 03 2007 DESCRIPCI N DEL EVENTO Desconect la unidad TG4 de la C T Ventanilla con 150 MW debido a una falla en el procesador AP 26 de automatizaci n de la caldera de esta unidad Como consecuencia la frecuencia en el SEIN disminuy desde 60 02 Hz hasta 59 009 Hz activando el esquema de rechazo autom tico de carga por rel s de m nima frecuencia en adelante ERACMF Seguidamente la frecuencia se recuper hasta 59 259 Hz pero no se pudo sostener y nuevamente se inici un proceso de disminuci n alcanzando una frecuencia de 59 005 Hz debido al crecimiento de la demanda en el SEIN y al d ficit de reserva para atender ambos sucesos Como consecuencia de la nueva disminuci n de frecuencia en el SEIN se activ el ERACMF En ambas actuaciones del ERACMF se interrumpi un total de 87 98 MW Asimismo el Coordinador del SEIN dispuso el rechazo manual de carga del cliente Cementos Lima y dis
21. pieza del rea de represamiento purga en la Presa de Tablachaca y por tanto imposibilitada de ejecutar la regulaci n primaria de frecuencia trajo como consecuencia el d ficit de la referida reserva y al tener que suplir este d ficit la Central Hidroel ctrica de Huinco C H Huinco cuya reserva se encontraba asignada para ser empleada como reserva secundaria de frecuencia trajo como consecuencia a su vez las interrupciones derivadas de la actuaci n de la protecci n por m nima frecuencia Todo ello conllev a P gina 4 6 Decisi n de la DOCOES respecto de Trasgresiones a la NTCSE por EV 030A 2007 que las obligaciones descritas en los p rrafos precedentes se vean incumplidas por parte del COES 3 8 Por otro lado tenemos que en la nota 3 de la parte referida a los Alcances de la NTCSE se se ala que El art culo 4 del D S N 040 2001 EM publicado el 17 07 2001 modifica el art culo 1 del D S N 009 99 EM publicado el 11 04 1999 de acuerdo a lo siguiente Suspender la aplicaci n de la Norma T cnica de Calidad de los Servicios El ctricos para a Los sistemas menores b Todas las localidades correspondientes a los sistemas el ctricos calificados por el Organismo Supervisor de la Inversi n de Energ a OSINERG como Sector de Distribuci n T pico 3 y 4 Posteriormente esta disposici n fue modificada por la Resoluci n OSINERG N 157 2005 0S CD del 30 06 2005 exoner ndose s lo a los
22. puso que no incremente su carga el cliente Aceros Arequipa debido al d ficit de potencia activa en el SEIN La unidad TG4 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 o POT ACTIVA N de a i N CENTRAL MW Grupos Observaciones 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 RD 219 85 4 limpieza en el rea de represamiento purga de Tablachaca COES INFORME T CNICO COES SINAC IT DEV 030A 2007 SINS 23 08 2007 Parcialmente disponible con s lo ell 3 C T Santa Rosa UTI6 25 41 1 50 de su potencia efectiva 4 C T Santa Rosa TG7 100 68 1 Asignada para dar 10 MW de RPF Las unidades TG3 y TG4 se 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 Ca
23. rhuaquero 94 30 3 Asignada para dar 8 MW de RPF b Indisponibilidad de unidades de generaci n por mantenimiento TR POTENCIA ze POTENCIA N CENTRAL EFECTIVA N CENTRAL jag E le 1 Pariac CH 2 0 240 17 Piura MIR1 2 Pariac CH 3N 0 810 18 Piura MIR4 3 Pacasmayo MAN 1 417 19 Piura MIR5 4 Pacasmayo SZ1 4 950 20 Sullana ALC1 5 Pacasmayo SZ2 5 680 21 Aricota G2 6 Pacasmayo SZ3 5 617 22 Calana Central 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 0 600 25 aR 18 142 10 Mollendo GD1 10 606 26 nea 6 227 11 Dolorespata ALCO1 1 779 Yarinacocha 27 6 264 12 Ventanilla TV 169 68 WARS 13 Chimbote TG3 21 469 ee MOVIDAS 11 2708 29 San Nicol s 19 026 14 Paita EMD2 2 028 Tv1 E x Sa Nicol s 15 Paita SKD1 0 881 30 va y 19 448 16 Piura GMT2 4 586 Santa Rosa 31 uris 50 20 990 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 4 SECUENCIA CRONOL GICA DE EVENTOS HORA SE f E Lo DESCRIPCI N 21 03 2007 19 18 Ventanilla Desconect la unidad TG4 de la C T Ventanilla La mayor a de las unidades t rmicas que constituyen la reserva fr a del SEIN 19 18 SEIN ye se encontraban en servicio 19 19 CCO COES Coordin con el CC ELP subir la generaci n de la C H Manta
24. ro pero el CC Elaborado P Ch P gina 2 de 12 Revisado F T G V B AMV INFORME T CNICO ACQES COES SINAC IT DEV 030A 2007 NS 23 08 2007 ELP inform que no pod a subir su generaci n Coordin con el CC TER rechazar manualmente carga en las instalaciones 1990 CCO COES de su cliente Cementos Lima El cliente Cementos Yura inform que disminuyeron su carga de 30 a 14 MW 19 40 SEIN Se inici la recuperaci n progresiva de la carga interrumpida 19 40 Atocongo Coordin con el CC ELP para que su cliente Aceros Arequipa no tome el total de su carga Se complet la recuperaci n total de los suministros residenciales interrumpidos 20 40 CCO COES 21 08 SEIN Coordin con el CC TER para que su cliente Cementos Lima recupere su carga interrumpida Coordin con el CC ELP para que su cliente Aceros Arequipa recupere su carga interrumpida 21 17 CCO COES 21 30 CCO COES 22 03 2007 01 33 Ventanilla En servicio la unidad TG4 de la C T Ventanilla 5 SE ALIZACI N DE LAS PROTECCIONES S E EQUIPO copio SE ALIZACIONES Ventanilla TG4 La empresa EDEGEL no report 6 AN LISIS DEL EVENTO 6 1 Alas 19 18 38 h del 21 03 2007 se produjo la desconexi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla con 150 MW debido a una falla en el procesador AP 26 de automatizaci n de la caldera de esta unidad 6 2 Con la descone
25. xi n de la unidad TG4 de la C T Ventanilla la frecuencia en el SEIN disminuy desde 60 02 Hz hasta 59 009 Hz ver Figura 1 provocando la activaci n del ERACMF debido al desbalance de potencia activa por la p rdida de 150 MW s02 D 60 1 Desconexi n de la unidad PA TG4 de la C T Ventanilla 59 9 s98 s97 sos sos 594 59 3 59 2 losas s90 E E a iaa aia 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 V B AMV INFORME T CNICO COES A SINAC COES SINAC IT DEV 030A 2007 peme 23 08 2007 6 3 6 4 6 5 n de la Reserva Primaria de Frecuencia De acuerdo al programa diario durante el periodo en que ocurri el evento se asign 98 MW para la Reserva Primaria de Frecuencia RPF los cuales fueron distribuidos entre las centrales hidr ulicas Mantaro 60 MW Carhuaquero 8 MW y Malpaso 5 MW y entre las centrales t rmicas llo 1 5 MW e llo 2 10 MW as como a la unidad TG7 de la C T Santa Rosa 10 MW Por otro lado la C H Huinco fue asignada con 35 MW para la Regulaci n Secundaria de Frecuencia RSF 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 el rea de represamiento purga de la presa Tablachaca Cabe resaltar que esta limitaci n era de
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