INFORME DE EVALUACIÓN DE LA OPERACIÓN DIARIA DOMINGO 7 DE JUNIO DEL 2009

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INFORME DE EVALUACIÓN DE LA OPERACIÓN DIARIA

DOMINGO 7 DE JUNIO DEL 2009

1. - EVALUACIÓN TÉCNICA

1.1. - DESPACHOS DEL COES SINAC

1.1.1. - EVOLUCIÓN HORARIA DE LA DEMANDA TOTAL Se muestra la evolución de la demanda en el día:

DEMANDA EJECUTADA Y PROGRAMADA

2400 2600 2800 3000 3200 3400 3600 3800 4000

00:30 02:30 04:30 06:30 08:30 10:30 12:30 14:30 16:30 18:30 20:30 22:30 HO R A S M W

EJECUTA DO REPROGRA M A PROGRA M A

2 9 17 .1 M W

2 5 0 0 .0 M W

3 6 6 5 .5 M W

Programa : Emitido a las 23:00 h del día 06.06.2009.

Reprogramas : Emitido a las 13:30 h (Por mayor disponibilidad de la CH Mantaro).

−

El factor de carga del SEIN obtenido del diagrama ejecutado fue 0.738, siendo este valor 1.88% menor que el domingo de la semana pasada.

−

La velocidad de crecimiento de la carga al entrar a la hora punta dentro del periodo de 18:30 a 19:00 h aproximadamente, fue 9.84 MW/min, siendo este valor 21.93% mayor que el día de ayer y 5.87%

mayor que el domingo de la semana pasada.

SEIN NORTE SUR CENTRO Pendiente (MW/min) 9.84 2.58 2.2 6.72 Hora de Toma de Carga 17:30 18:00 17:30 17:30

−

La mínima demanda del SEIN fue 2500.0 MW y ocurrió a las 07:00 h, mientras que la mayor demanda

de la mañana alcanzó un valor de 2917.1 MW a las 11:00 h.

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1.1.2. - EVOLUCIÓN HORARIA DE LA DEMANDA POR AREA

DEMANDA POR AREA

0 300 600 900 1200 1500 1800 2100 2400

00:30 02:30 04:30 06:30 08:30 10:30 12:30 14:30 16:30 18:30 20:30 22:30 HO R A S M W

350.0 450.0 550.0 650.0 750.0 850.0 950.0

SU R C EN T R O

N O R T E

2 2 7 9 .1 M W

8 0 5 .4 M W

6 10 .3 M W 2 2 .9 %

6 0 .9 %

16 .2 %

C e nt ro N o rt e y S ur

−

La máxima demanda del área Centro se presentó a la misma hora que la máxima demanda del SEIN (19:30 h), mientras que las máximas demandas del área Norte y Sur ocurrieron a las 19:00 h y 18:30 h, respectivamente.

−

La contribución del área Centro a la máxima demanda del SEIN fue 62.2 %, mientras que las áreas Norte y Sur contribuyeron con 16.5 % y 21.3 % respectivamente.

−

Los factores de carga fueron:

Área Norte: 0.78; Área Centro: 0.785; Área Sur: 0.834

−

La velocidad de crecimiento de carga de las áreas Centro, Norte y Sur fueron 6.72, 2.58 y 2.2 MW/min respectivamente.

1.1.3. - EVOLUCIÓN HORARIA DE LAS CARGAS MÁS IMPORTANTES

CARGAS IMPORTANTES 1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

00:30 03:00 05:30 08:00 10:30 13:00 15:30 18:00 20:30 23:00

HO R A S M W

0 40 80 120 160 200 240 280

E scal a S PC C ( M W )

A CEROS CAJA M ARQUILLA ANTAM INA

SIDER SPCC + TA CNA

CARGAS IMPORTANTES 2

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

00:30 03:00 05:30 08:00 10:30 13:00 15:30 18:00 20:30 23:00 HO R A S M W

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 C er r o V er d e ( M W )

SHOUGA NG INCASAC CA JAM . NORTE

DOE RUN TINTAY A CERRO VERDE

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1.1.4. - RECURSOS ENERGÉTICOS Y DIAGRAMA DE DURACIÓN DE CARGA Se presenta el siguiente gráfico.

DIAGRAMA DE DURACIÓN DE CARGA DEL COES SINAC

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

1 6 11 16 21

H OR A S M W

HIDRÁ ULICA PASA DA HIDRÁULICA REGULA CIÓN GAS

CA RB ÓN RESIDUA L DIESEL

H I D R ÁU L I C O R EGU L A C I ÓN

19 . 4 % H I D R ÁU L I C O P A S A D A

G A S

3 9 . 9 %

3 . 7%

R ES I D U A L D I ES EL 0 . 0 %

C A R B ON 3 5. 6 %

1. 3 %

Del diagrama se observa que:

−

La energía total producida fue 70500.4 MWh.

−

La energía proporcionada por las centrales de pasada fue 13565.5 MWh.

−

La energía generada con residual fue de 935.9 MWh (1.3 %). La energía generada con gas fue de 24870.4 MWh (35.6 %) y la energía generada con carbón fue de 2565 MWh (3.7 %).

−

Durante 5 horas la demanda fue mayor al 85 % de la máxima demanda (20.83 % del tiempo total).

−

Durante 18.5 horas la demanda estuvo entre el 70 y 85 % de la máxima demanda (77.08 % del tiempo total).

−

Durante 0.5 horas la demanda fue menor al 70 % de la máxima demanda (2.08 % del tiempo total).

1.1.5.- DESVIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PROGRAMADA Y EJECUTADA Las causas de las principales desviaciones son las siguientes:

EMPRESA CENTRAL COD. MWh.

EDG C.H. Huinco SUB 230.7

EDG C.T. Santa Rosa TG7 SUB 435.9 EDG C.T. Santa Rosa UTI6 SUB 169.1

EEP C.T. Malacas TG4 SOB 212.7

ENS C.H. Yuncán SUB 169.0

ENS C.T. Ilo2 SUB 426.1

ENS C.T. Chilca1 TG1 SUB 501.3

ENS C.T. Chilca1 TG2 SUB 398.7

SUB: Subgeneró SOB: Sobregeneró

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1.2. - EVOLUCIÓN DIARIA DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA Se muestra el siguiente gráfico:

EVOLUCIÓN DIARIA DE LA ENERGÍA

50 55 60 65 70 75 80 85 90

DOM 31 LUN 1 M AR 2 M IE 3 JUE 4 VIE 5 SA B 6 DOM 7

D I A G Wh

ENERGÍA EJECUT. ENERGÍA P ROG.

70.5 GWh M áxim a e ne rgía dia ria e je c ut a da de l a ño a la f e c ha :

v ie rne s 2 4 de a bril de 2 0 0 9 ( 8 7 4 9 2 .2 M Wh)

Nota: La energía ejecutada de los integrantes registrados del COES fue 70500.44 GWh

La energía ejecutada fue 2271.4 MWh (3.12%) menor que la programada y 3956.64 MWh (-5.32%) menor que la producida el domingo de la semana pasada.

1.3. - MÁXIMA GENERACIÓN INSTANTÁNEA

EJECUTADO PROGRAMADO

DIA MW HORA MW HORA

DESVIACIÓN (%)

DOM 31 3811.3 19:30 3848.3 19:30 -0.96

SAB 6 3826.5 19:00 3920.5 18:30 -2.40

DOM 7 3665.6 19:30 3802.3 19:30 -3.60

MÁXIMA DEMANDA DEL COES SINAC

3100 3300 3500 3700 3900 4100 4300

DOM 31 LUN 1 M A R 2 M IE 3 JUE 4 V IE 5 SAB 6 DOM 7 D I A M W

M áxim a D e m a nda ins t a nt áne a de l a ño a la f e c ha : 4 19 5 .2 M W e l m ie rc o le s 2 2 de a bril de 2 0 0 9 a la s 19 :0 0 h.

Nota: La máxima generación instantánea de los integrantes registrados del COES fue 3665.59 MW

La máxima demanda del SEIN disminuyó 145.7 MW (3.82 %) respecto al domingo de la semana

pasada.

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1.4. - HIDROLOGÍA

1.4.1. - PRINCIPALES CAUDALES

Se adjunta el anexo 3, donde se muestra el reporte de los caudales reales horarios de los principales afluentes. En el siguiente cuadro se muestra los caudales promedios diarios registrados y programados:

CAUDALES PROMEDIOS (m3/s)

DOM 07.06.2009 SAB 06.06.2009 DOM 31.05.2009 EMP. PUNTOS DE

AFORO

EJEC. PROG. EJEC. EJEC.

Sheque 9.6 S/D 10.0 9.4

Callahuanca 3.6 19.9 10.5 10.5

Tamboraque 10.5 9.9 S/D 12.3

EDG

Tulumayo 86.3 S/D 90.3 94.4

Mira Chulec S/D S/D S/D S/D

La Mejorada (*) 74.8 52.0 73.2 85.7

ELP

Pachacayo S/D S/D S/D S/D

EGA Cincel 9.9 S/D 9.9 9.8

SGB San Gabán 12.5 S/D 12.3 11.8

Santa 46.9 S/D 54.6 70.0

EGN Chancay 28.6 S/D 35.7 62.9

(*) El caudal programado de La Mejorada es tomado del primer programa diario.

1.4.2. - VOLÚMENES DE EMBALSES Y RESERVORIOS

VOLÚMENES (Miles m3) EMPRESA RESERVORIO VOL.

INICIAL

VOL.

FINAL

VOL.

MÁXIMO

VOL.

MÍNIMO

EGN San Diego 533.5 531.2 533.5 531.2

Sheque 135.6 171.1 406.3 135.6

Huinco 0.0 0.0 105.0 28.0

EDG

Chimay 41.0 40.0 41.0 40.0

Cincel 172.0 156.0 172.0 46.7

EGA Campanario 88.4 87.1 88.4 17.5

SGB San Gabán 131.4 40.1 140.5 19.5

Se adjunta el anexo 3, donde se muestra el reporte de los volúmenes registrados de los principales

embalses y reservorios. En la siguiente figura se muestra la evolución horaria de los volúmenes en el día:

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VOLÚMENES DE RESERVORIOS (p.u.)

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1.10

00:00 01:26 02:52 04:19 05:45 07:12 08:38 10:04 11:31 12:57 14:24 15:50 17:16 18:43 20:09 21:36 23:02 H ORA p.u.

SHEQUE(M in=80, M ax=430) CHIM AY(M in=300, M ax=1500)

SAN DIEGO(M in=0, M ax=720) CIRATO(M in=0, M ax=253)

CINCEL(M in=30, M ax=190) CAM PANARIO(M in = 15, M ax=90)

SAN GABAN(M in=21, M ax=149) HUALLAM AYO(M in=1268, M ax=1603)

Los siguientes gráficos muestran la evolución diaria de los volúmenes de los embalses Tablachaca y Malpaso:

Se muestran los caudales promedios vertidos:

EMP BOCATOMA/EMBALSE

CAUDAL PROMEDIO

(m3/s)

INICIO FINAL

EGM Machupicchu 7.51 00:00 24:00

EGN Carhuaquero 0.9 00:00 24:00

CAH Cahua 19.3 00:00 24:00

1.5. - PRINCIPALES EVENTOS (FALLAS, INTERRUPCIONES Y RACIONAMIENTO) Se describen los siguientes eventos:

HORA EMP. EVENTO OBSERVACIÓN

11:24 HID

Desconectó el transformador de potencia TR1 de la S.E.

Chimbote 2 por falla debido a causa se investiga, cuando se encontraba fuera de servicio el transformador paralelo TR2 por mantenimiento programado. La falla fue

Se interrumpió 42 MW.

EVOLUCIÓN DEL NIVEL DEL EMBALSE MALPASO

670 675 680 685 690 695 700 705 710 715 720

DOM 31 LUN 1 M A R 2 M IE 3 JUE 4 V IE 5 SA B 6 DOM 7 D I A

ps nm

NIVEL max min

EVOLUCIÓN DEL NIVEL DEL EMBALSE TABLACHACA

2685 2687 2689 2691 2693 2695 2697

DOM 31 LUN 1 M AR 2 M IE 3 JUE 4 V IE 5 SAB 6 DOM 7

D I A

m snm

Nivel Tablachaca max min

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despejada por actuación de su protección de sobrecorriente fase "S". Como consecuencia se interrumpió toda la carga de Sider Perú con un total de 42 MW. A las 11:36 h entró en servicio el transformador de potencia TR1, con la cual se inició la recuperación de carga de Sider Perú.

SUMINISTRO POTENCIA (MW)

TIEMPO (min) SIDERPERU 42 12.0 TOTAL RECHAZADO 42

14:04 ENS

Desconectó la unidad TG1 de C.T. Chilca con 165 MW por una falla y cuya causa se investiga. Como consecuencia la frecuencia disminuyó desde 59,97 Hz hasta 59,01 Hz. asimismo se interrumpió un total de 76,96 MW de carga. A las 16:28 h entró en servicio la unidad TG1 de la C.T. Chilca.

---

14:20 ENS

Desconectó la unidad TG2 de la C.T. Chilca con 95 MW debido a una falla y cuya causa se investiga. La frecuencia en el SEIN disminuyó desde 59,96 Hz hasta 59,46 Hz no hubo interrupción de suministros. A las 16:00 h entró en servicio la unidad TG2 de la C.T. Chilca.

---

17:35 EAN Se aperturó la compuerta de Upamayo por operación de

cero a 3 pies. ---

1.6. - RESTRICCIONES OPERATIVAS

En el cuadro siguiente se muestra las restricciones más relevantes:

EMP UBICACIÓN EQUIPO INICIO FINAL DESCRIPCIÓN

KALLPA C.T. Kallpa TG1 05:21 05:46 Lavado de turbocompresores operó con carga parcial.

EDG C.T. Ventanilla TG4 00:00 24:00

Limitada a 126 MW cuando opera con combustible diesel 2, debido a alta dispersión de temperatura de salida de turbina (protección SPREAD)

EGN C.T. Trujillo TG4 00:00 24:00

Solo opera como compensador síncrono de 10:00 a 22:00 h debido a problemas de ruido en la zona urbana.

EDG C.T. Sta Rosa Uti CENTRAL 00:00 24:00

Generación condicionada al perfil de presiones de gas a la llegada de la CT Ventanilla, cuando opera con gas.

EDG C.T. Ventanilla TG3 00:00 24:00

Carga mínima, cuando opera en ciclo abierto, esta limitado a 70 MW debido a la dispersión de temperatura

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de la cámara de combustión en modo difusión.

EDG C.T. Ventanilla TV 00:00 24:00

Fuego adicional limitada (168 MW en la unidad TV) por problemas en la línea de media presión.

EDG S.E. Callahuanca

(Edg) T 220/60/10KV 00:00 24:00 Capacidad limitada a 50 MVA por calentamiento de las fases R-T

REP S.E. Marcona CL6629 00:00 24:00

Interruptor IN-6042 con by-pass para reemplazo. La linea opera con el interruptor de acoplamiento.

REP S.E. San Juan BC-03 00:00 24:00

Indisponible por presencia de sustancia contaminante (Policlorados Bifenilos).

CAH L. Paramonga E. -

Cahua L-1102 00:00 24:00

La línea L-1102 se encuentra en by pass con la línea L-1101. La celda de la L-1102 en la sE Paramonga Existente se encuentra fuera de servicio

ENS C.T. Ilo 1 CAL_B1 00:00 24:00

Caldero limitado a 11 MW por diversos factores tales como: baja temperatura de agua de alimentación, poco ingreso de aire al caldero y pérdida de vida útil del caldero, según información remitida por Enersur

ENS C.T. Ilo 1 CAL_B2 00:00 24:00

ENS C.T. Ilo 1 CAL_B3 00:00 24:00

EGN C.H. Cañón Del

Pato CENTRAL 00:00 24:00

Generación limitada a 148 MW como máximo por obstrucción de rejillas en bocatoma nueva

EEP C.T. Malacas TG4 00:00 24:00

Restringida a operar en forma continua (fluctuaciones de carga de 4 horas como máximo)

EDG C.T. Sta Rosa West TG7 00:00 24:00

Generación condicionada al perfil de presiones de gas a la llegada de la CT Ventanilla, cuando opera con gas.

Indisponible la inyección de agua de la unidad TGN4 de la CT Malacas por falta de agua

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ENS C.T. Ilo 1 CAL_B4 00:00 24:00

REP L. Quencoro -

Tintaya L-1005 00:00 24:00

Opera sin teleprotección por problemas en el equipo de onda portadora en la S.E. Quencoro. REP informa que cambió la temporización de la zona 2 de 400 ms a 200 ms.

1.7. - MANTENIMIENTOS PROGRAMADOS Y EJECUTADOS

En el siguiente cuadro se resumen las principales desviaciones al programa diario de mantenimiento:

HORA EMP UBICACIÓN EQUIPO

PROG. EJEC.

TIPO MOTIVO

MINATA L. Paragsha I

- Atacocha L-6523 No

programado 08:05 a 00:00 MP Mantenimiento interno

EDG C.T. Sta Rosa

Uti UTI6 No

programado 14:15 a 00:00 MC

Mantenimiento

correctivo en turbina b por perdida de aceite en sistema de lubricacion.

EDG C.T. Sta Rosa

Uti UTI6 No

programado 14:15 a 16:21 MC

Indisponible turbina lado a por problemas en turbina lado a.

EDS S.E.

Balnearios

TR4 220/60 KV

00:00 a

18:00 00:00 a 23:19 MC

Por trabajos en seccionador de barra ii de 60 kv

EAN S.E.

Carhuamayo CL-1703 08:00 a

16:00 08:28 a 17:02 MP Mantenimiento preventivo

REP S.E. Ica CL2211 08:00 a

11:00 08:20 a 11:42 MP Mant de interruptores y seccionadores

EAN S.E. Paragsha

1 SSEE 08:00 a

16:00 08:05 a 17:07 MP Mantenimiento preventivo EDS S.E. San Juan TR1_220/60 03:00 a

REP S.E. Talara ACOP220 08:00 a

12:00 08:17 a 13:55 MC

Cambio de

transformadores de medida

EAN

L.

Carhuamayo - Paragsha Ii

L-1703 08:00 a

EGA C.H. Charcani

V G2 No

programado 09:07 a 11:28 MP

Revision del interruptor debido a presencia de alarma de falla de discordancia repetidores REP L. Socabaya - L-1023 No 06:45 a 08:00 MC Recarga de sf6 del in-

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Cerro Verde programado 4180 EAN L. Paragsha I

- Goyllar L-6524 08:00 a

16:00 08:05 a 17:08 MP Mantenimiento preventivo EAN L. Paragsha I

- Paragsha Ii L-1704 08:00 a

16:00 08:28 a 17:05 MP Mantenimiento preventivo EAN L. Paragsha I

- Excelsior L-6520 08:00 a

16:00 08:07 a 17:08 MP Mantenimiento preventivo CAH C.H. Cahua G2 02:00 a

23:00 01:14 a 17:54 MP Fuera de servicio por trabajos en el grupo 1 MC: Mantenimiento correctivo MP: Mantenimiento preventivo

1.8. - OPERACIÓN DE EQUIPOS

1.8.1. - OPERACIÓN DE CALDEROS Operaron los siguientes calderos:

EMP UBICACIÓN EQUIPO INICIO FINAL

ENS C.T. Ilo 1 Cal_B3 00:00 24:00

1.8.2. - OPERACIÓN A CARGA MÍNIMA

Las unidades generadoras que operaron a carga mínima fueron:

EMPRESA UBICACIÓN EQUIPO INICIO FINAL

ENS C.T. Ilo 1 TV3 00:00 00:00

ENS C.T. Ilo 2 TV21 10:45 17:55

SHO C.T. San Nicolás TV2 00:00 08:15

TER C.T. Aguaytía TG1 00:00 15:40

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1.9. - REGULACIÓN DE FRECUENCIA Y TENSIÓN 1.9.1. - REGULACION DE FRECUENCIA (PR. N° 22) A. - REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA

Las centrales asignadas para realizar regulación primaria de frecuencia en el SEIN fueron:

EMPRESA CENTRAL INICIO FINAL

POTENCIA ASIGNADA

(MW)

EDG C.H. Huinco 10:40 15:39 11.5

EDG C.H. Huinco 15:39 24:00 21

EGA C.H. Charcani V 00:00 10:40 4

EGM C.H. Machupicchu 00:00 24:00 2

EGN C.H. Carhuaquero 00:00 24:00 2

EGN C.H. Cañón del Pato 00:00 10:40 6 EGN C.H. Cañón del Pato 10:40 15:39 4 EGN C.H. Cañón del Pato 15:39 24:00 5

EAN C.H. Malpaso 00:00 24:00 2

EAN C.H. Yaupi 00:00 10:40 3

EAN C.H. Yaupi 10:40 24:00 2

ELP C.H. Mantaro 00:00 07:49 10

ELP C.H. Mantaro 07:49 08:15 9.5

ELP C.H. Mantaro 08:15 10:40 9

ELP C.H. Restitución 00:00 10:40 3

ENS C.T. Ilo 1 00:00 10:40 2

ENS C.T. Ilo 1 10:40 24:00 1

ENS C.T. Ilo 2 00:00 24:00 2

ENS C.H. Yuncán 00:00 10:40 3

ENS C.H. Yuncán 10:40 24:00 2

SGB C.H. San Gabán II 00:00 24:00 2

CAH C.H. Gallito Ciego 00:00 24:00 1

Las centrales asignadas para realizar regulación primaria de frecuencia en los sistemas aislados fueron:

(MW)

EEP C.T. Malacas 07:49 15:39 0.5

SHO C.T. San Nicolás 08:15 10:40 0.5

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Las centrales asignadas para realizar regulación secundaria de frecuencia en el SEIN fueron:

(MW)

EDG C.H. Huinco 10:40 15:39 29.5

EDG C.H. Huinco 15:39 24:00 40

EGA C.H. Charcani V 07:49 08:15 29.5

EAN C.H. Malpaso 15:39 24:00 30

ELP C.H. Mantaro 00:00 10:40 40

ELP C.H. Mantaro 10:40 15:39 30

B. - RESERVA DE LAS UNIDADES ASIGNADAS POR EL COORDINADOR

En el siguiente gráfico se muestra la evolución de la reserva rotante programada por el MAP-COES y la reserva rotante disponible por las unidades asignadas por el Coordinador.

RESERVA ROTANTE ASIGNADA PARA LA RPF

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

00: 15 02: 00 03: 45 05: 30 07: 15 09: 00 10: 45 12: 30 14: 15 16: 00 17: 45 19: 30 21: 15 23: 00

H OR A S M W

M AP-COES RR EJECUTA DA EN UNID. A SIG. A LA RPF

C. - RESERVA NO SINCRONIZADA DEL COES SINAC

En el siguiente gráfico se muestra la evolución horaria de la reserva no sincronizada de las unidades

térmicas del SEIN (reserva fría).

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RESERVA FRIA e INDISPONIBILIDAD DE UNIDADES TERMICAS

0 100 200 300 400 500 600 700

00:30 03:00 05:30 08:00 10:30 13:00 15:30 18:00 20:30 23:00 M W

Reserva fría Reserva fría total

Reserva fría Mínima Indisponibilidad R e s e rv a f ría m ínim a

de a c ue rdo a l P R - 12

El cálculo de la reserva fría no incluye las unidades térmicas con un tiempo de sincronización mayor a 6 horas.

1.9.2. - REGULACION DE TENSIÓN

Las líneas de transmisión que salieron de servicio por falta de equipos de compensación reactiva para regular tensión fueron:

EMP UBICACIÓN EQUIPO INICIO FINAL MOTIVO

REP L. Zorritos - Machala L-2280 00:00 24:00

Fuera de servicio por regulación de tensión en el área norte.

REP L. Pomacocha - San Juan L-2205 01:42 07:42

Fuera de servicio para regular tensión de las barras de Lima

EDG L. Callahuanca - Chavarría L-2008 04:25 17:52

EDG L. Huinco - Santa Rosa N. L-2002 00:13 17:57

EDG L. Huinco - Santa Rosa N. L-2001 00:13 09:15

1.10. - PRUEBAS DE UNIDADES

A. - ALEATORIAS DE DISPONIBILIDAD No se realizaron pruebas.

B. - POR REQUERIMIENTOS PROPIOS

(14)

Se realizaron las siguientes pruebas:

EMPRESA UBICACIÓN EQUIPO INICIO FINAL OBSERVACIÓN EDG C.T. Sta Rosa Uti UTI5 17:00 17:06 Por pruebas de

operatividad

C. - A SOLICITUD DE TERCEROS No se realizaron pruebas.

1.11. - SISTEMAS AISLADOS

Se presentaron los siguientes sistemas aislados:

UBICACIÓN INSTALACIÓN

CAUSANTE INICIO FINAL

OPERACIÓN DE CENTRALES

MOTIVO SUBSISTEMA AISLADO

L. Piura Oeste -

Talara L-2248 07:49 15:39

Operaron las unidades TG1 y TGN4 de la CT Malacas

Mantenimiento de la línea L- 2248

Talara-Zorritos

L. Ica - Marcona L-2211 08:15 11:42

Operaron las unidades TV2 y TV3 de la CT Shougesa

Mantenimiento

de la L-221 Marcona

1.12. - CONGESTIÓN

Se presenta el siguiente cuadro:

UBICACIÓN

INSTALACIÓN DE TRANSMISIÓN

AFECTADA

INICIO FINAL

UNIDADES GENERADORAS

LIMITADAS

OBSERVACIONES

L. Mantaro - Cotaruse L-2051 00:00 10:45

Operan las CT Ilo 2 y Mollendo por congestión de la interconexión Mantaro-Socabaya

Operan las CT Ilo 2 y Mollendo por congestión de la interconexión Mantaro- Socabaya

L. Mantaro - Cotaruse L-2051 17:55 24:00

Operan las CT Ilo 2 y Mollendo por congestión de la interconexión Mantaro-Socabaya

Operan las CT Ilo 2 y Mollendo por congestión de la interconexión Mantaro- Socabaya

1.13. - CALIDAD DE PRODUCTO (FRECUENCIA)

PERIODO DE VARIACIONES SUBITAS (1 min) PERIODO DE VARIACIONES SOSTENIDAS (15 min)

Frecuencia Mínima(*) Frecuencia Máxima(*) Frecuencia Mínima(**) Frecuencia Máxima(**)

HORA Hz HORA Hz HORA Hz HORA Hz

05:03 59.508 18:22 60.449 00:00 0 00:00 0

(*) Estos valores de frecuencia son calculados según lo dispuesto por la NTCSE para verificar la tolerancia de las variaciones súbitas (1 minuto).

(15)

(**) Estos valores de frecuencia son calculados según lo dispuesto por la NTCSE para verificar la tolerancia de las variaciones sostenidas (15 minutos).

TOLERANCIA NTCSE INDICADOR DE Hz.

CALIDAD

PERIODO/

HORA VALOR

N° TRANSGRES.

ACUMULADA -

MES Max. Min.

Variaciones sostenidas de Frecuencia

--- --- 0 60.36 59.64

Variaciones Súbitas de Frecuencia

--- --- 0 61 59

FRECUENCIA DEL SEIN ()**

59.2 59.4 59.6 59.8 60 60.2 60.4 60.6 60.8

00:15 01:45 03:15 04:45 06:15 07:45 09:15 10:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45 H OR A S H z

V al o r M ax. So st enid a = 6 0 .3 6 Hz

V al o r M in. So st enid a= 59 .6 4 Hz

DISTRIBUCIÓN DE LA FRECUENCIA INSTANTANEA

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

59.4 59.5 59.6 59.7 59.8 59.9 60.0 60.1 60.2 60.3 60.4 60.5 60.6 Hz

en MIN demanda en MED demanda en MAX demanda 60 ± 0.2 Hz

(16)

Tiempo en que la frecuencia estuvo entre:

Rango de Frecuencia MIN MED MAX

<60.6 60.5> 0% 0.05% 0.1%

<60.5 60.4> 0.1% 0.42% 1.39%

<60.4 60.3> 0.72% 2.1% 4.23%

<60.3 60.2> 4.58% 9.86% 4.07%

<60.2 59.8> 83.87% 81.68% 79.18%

<59.8 59.7> 6.98% 4.79% 9.95%

<59.7 59.6> 2.84% 0.93% 0.96%

<59.6 59.5> 0.76% 0.08% 0.08%

<59.5 59.4> 0.11% 0.02% 0%

Veces que la frecuencia disminuyó por debajo de:

Umbral de Frecuencia MIN MED MAX

59.9 145 222 168

59.8 92 106 123

59.7 54 32 23

59.6 11 4 2

59.5 2 2 0

59.4 0 1 0

1.14. - FLUJOS POR LAS INTERCONEXIONES (MW)

Se muestra la evolución horaria de los flujos por las interconexiones.

I N T ER C O N EX I ÓN C EN T R O - N OR T E ( L- 2 2 15/ L- 2 2 16 )

-100 -50 0 50 100 150 200 250 300

T I E M P O M W

F l uj o haci a el N o r t e

F l uj o haci a el C ent r o

Medido en la S.E. Paramonga Nueva

(17)

IN T E R C O N E X IÓN C E N T R O - S UR ( L- 2 0 5 2 Y L- 2 0 5 1)

-350 -250 -150 -50 50 150 250 350

T I EM PO M W

F l uj o haci a el Sur

F l uj o haci a el C ent r o

Lí mi t e d e T r ansp o r t e = 2 8 0 M W

Lí mi t e d e T r ansp o r t e = 3 0 0 M W ( * )

Medido en la S.E. Mantaro

I N T ER C O N EX I ÓN SU R O EST E - SU R EST E ( L- 10 0 8 Y L- 2 0 3 0 )

-20 -10 0 10 20 30 40 50 60

00:30 03:00 05:30 08:00 10:30 13:00 15:30 18:00 20:30 23:00

T I E M P O M W

F l ujo hacia el Sur O est e

Medido en las SS.EE. Tintaya y Puno

- Los límites de las líneas L-2051/L-2052(sentido de flujo: Centro a Sur) de acuerdo a la Resolución Nº013-2007-DO/COES- SINAC del 31.08.2007

- Los límites de las líneas L-2051/L-2052(sentido de flujo: Sur a Centro) de acuerdo a la Resolución Nº003-2007-DO/COES- SINAC del 26.02.2007

(18)

2. - EVALUACIÓN ECONÓMICA 2.1. - COSTOS MARGINALES

Los costos marginales reales fueron:

PROMEDIO DE COSTOS MARGINALES REALES(S/. /MWh) DOM 07.06.2009 SAB 06.06.2009 DOM 31.05.2009 PERIODO

EJEC. PROG. EJEC. PROG. EJEC. PROG.

MINIMA 36.96 67.76 159.97 213.01 82.94 250.8

MEDIA 50.11 69.09 113.56 243.76 158.24 251.64

MAXIMA 110.1 124.61 115.58 256.19 170.39 255.08

TOTAL 60.37 82.42 129.3 236.27 135.04 252.18

El promedio del costo marginal real fue 22.05 S/./MWh menor que el programado y 74.67 S/./MWh menor que el correspondiente al domingo de la semana pasada.

2.2. - COSTOS MARGINALES IDEALIZADOS

La situación de congestión en el gasoducto de Camisea fue de 00:00 a 13:30 h.

PROMEDIO DE COSTOS MARGINALES IDEALIZADOS (S/./MWh)

DOM 07.06.2009 SAB 06.06.2009 DOM 31.05.2009 PERIODO

IDEAL. IDEAL. IDEAL.

MINIMA 77.47 77.77 77.22

MEDIA 90.32 89.39 73.67

MAXIMA 176.61 185.25 72.5

TOTAL 107.36 107.44 74.63

El promedio del costo marginal (de acuerdo al DL-1041) fue 24.9 S/./MWh mayor que el programado y 32.7 S/./MWh mayor que el correspondiente al domingo de la semana pasada

COSTOS MARGINALES

0 100 200 300 400 500 600

00:30 02:30 04:30 06:30 08:30 10:30 12:30 14:30 16:30 18:30 20:30 22:30

H OR A S S/ . / M W h

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 M W

MARG. IDEALIZADO MARG. REAL

GEN. TERMICA GEN. TERMICA PROGRAMADA

A GU A YT I A T G 2 - GA S 7 7 . 4 3 S / . M Wh

I L O2 T V1 - C A R B 2 17 . 8 6 S / . M Wh

A GU A YT I A T G 2 - GA S 7 7 . 7 1 S / . M Wh

(19)

2.3. - COSTO TOTAL DE LA OPERACIÓN DEL DÍA

El costo total de la operación ejecutado fue S/. 1801604 y resultó S/. 258667 (12.55 %) menor que el correspondiente al domingo de la semana pasada.

COSTO TOTAL DE OPERACIÓN DEL DÍA

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

DOM 31 LUN 1 M AR 2 M IE 3 JUE 4 VIE 5 SA B 6 DOM 7 D I A

M iles de S/ .

COSTO TOTA L EJEC. COSTO TOTA L PROG.

- 4 . 4 % - 2 . 4 %

0 . 5 % - 0 . 6 % - 6 . 5 %

5 . 5 %

1. 2 %

- 2 .9 %

3. - OBSERVACIONES

3.1 Los datos utilizados en los numerales 1.1.1, 1.1.2, 1.1.3, 1.1.4, 1.2, 1.3, 1.8.3.B y 1.12 provienen de datos instantáneos del sistema SCADA de las Empresas.

3.2 La carga de Aceros Arequipa se considera igual al flujo de la línea L-2217 medido en la S.E.

Independencia. La carga de Síder Perú se considera igual a la suma de los flujos de los 2 transformadores de la S.E. Chimbote 2. La carga de SPCC incluye la carga del Área Operativa Tacna.

3.3 El informe incluye los siguientes anexos: Generación ejecutada activa y reactiva, desviación del despacho de las centrales, información hidrológica, compromisos y transferencias por RPF, demandas por áreas operativas, stock y consumo de combustibles sólidos, líquidos y gaseosos. Además los reportes de Horas de operación de las unidades térmicas y de mantenimientos ejecutados.

ELABORADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Ing. Miguel Condori Ing. Leonardo Dejo Ing. Andrés Vargas

ASISTENTE D E LA SUBDIRECCIÓN DE

EVALUACIÓN

ESPECIALISTA DE LA SUBDIRECCIÓN DE EVALUACIÓN

SUBDIRECTOR DE EVALUACIÓN

Hora de emisión del informe: 10:00 h.

Fecha: 08.06.2009

Difusión: SEV, SPR, STR, SCO, DP, CC-INTEGRANTES.

NOTA : Las siglas utilizadas en el presente documento están de acuerdo a la "BASE METODOLOGICA PARA LA APLICACIÓN DE LA NORMA TÉCNICA DE CALIDAD DE LOS SERVICIOS ELÉCTRICOS".