Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 INFORME DE EVALUACION DE LA OPERACIÓN DIARIA MIERCOLES 20 DE MARZO DE 2019 1. EVALUACIÓN TÉCNICA 1.1. DESPACHOS DEL COES 1.1.1. EVOLUCIÓN HORARIA DE LA DEMANDA TOTAL Se muestra la evolución de la demanda en el día: Programa : Emitido a las 15:43 h. del día 19.03.2019 Reprogramas : • • Hora 00:30 09:30 Reprograma SCO - 079-A / Sem 12 SCO - 079-B / Sem 12 16:30 SCO - 079-C / Sem 12 19:30 SCO - 079-D / Sem 12 Motivo Indisponibilidad de la C.H. Cahua menor demanda en el SEIN indisponibilidad de la CH Chimay por incremento de sólidos menor demanda en el SEIN El factor de carga del SEIN obtenido del diagrama ejecutado fue 0.907, siendo este valor 0.14% menor que el miércoles 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 6.33 MW/min, siendo este valor 10.3% menor que el día de ayer y 21.25% menor que el miércoles de la semana pasada. SEMANA 12 Página 1 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 • SEIN NORTE SUR CENTRO Pendiente (MW/min) 6.33 3.09 1.77 4.27 Hora de Toma de Carga 18:30 18:30 18:00 18:30 La mínima demanda del SEIN fue 5201.5 MW y ocurrió a las 02:30 h, mientras que la mayor demanda de la mañana alcanzó un valor de 6792.7 MW a las 15:30 h. 1.1.2. EVOLUCIÓN HORARIA DE LA DEMANDA POR ÁREA • • • • La máxima demanda del área Centro se presentó a la misma hora que la máxima demanda del SEIN (15:30 h), mientras que las máximas demandas de las áreas Norte y Sur ocurrieron a las 19:30 h y 21:30 h, respectivamente. La contribución del área Centro a la máxima demanda del SEIN fue 66.3 %, mientras que las áreas Norte y Sur contribuyeron con 14.2 % y 19.4 % respectivamente. Los factores de carga fueron: Área Norte: 0.86, Área Centro: 0.877, Área Sur: 0.882. La velocidad de crecimiento de carga de las áreas Centro, Norte y Sur fueron 4.27, 3.09 y 1.77 MW/min respectivamente SEMANA 12 Página 2 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 1.1.3. EVOLUCIÓN HORARIA DE LAS CARGAS MAS IMPORTANTES 1.1.4. RECURSOS ENERGÉTICOS Y DIAGRAMA DE DURACIÓN DE CARGA Se presenta el siguiente gráfico: SEMANA 12 Página 3 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 Del diagrama se observa que: • • • • • La energía total producida fue 147920.2 MWh. La energía proporcionada por las centrales de pasada y regulación fueron 22144.5 MWh y 76028.8 MWh respectivamente. La energía térmica de tipo diesel fue de 0.8 MWh (0 %). La energía generada con residual fue de 660.2 MWh (0.4 %). La energía generada con gas fue de 34451.6 MWh (23.3 %), con carbón fue de 0 MWh (0 %), bagazo y biogás fueron de 885.67369 MWh (0.6 %), la energía eólica fue de 5391.47 MWh (3.6 %) y la energía generada por las centrales solares fueron de 2167.25 MWh (1.5%). Durante 16.5 horas la demanda fue mayor al 85% de la máxima demanda (68.75 % del tiempo total). Durante 7.5 horas la demanda estuvo entre el 70 y 85% de la máxima demanda (31.25 % del tiempo total). 1.2. EVOLUCIÓN DIARIA DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA Se muestra el siguiente gráfico: Nota: La energía ejecutada fue 147920.16 MWh La energía ejecutada fue 6044.82 MWh (3.93%) menor que la programada y 4935.93 MWh (3.23%) menor que la producida el miércoles de la semana pasada. La producción de energía proviene de datos puntuales (instantáneos) de potencia cada 30 minutos por lo que deben ser considerados referenciales. Los valores definitivos se Informan al culminar el mes y corresponderán a registro de medidores. SEMANA 12 Página 4 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 1.3. MÁXIMA GENERACIÓN INSTANTÁNEA DÍA EJECUTADO PROGRAMADO MW HORA MW HORA DESVIACIÓN (%) MIE 13 7009.8 11:30 6999.3 11:30 0.15 MAR 19 6734.2 19:00 6948.9 11:30 -3.19 MIE 20 6792.6 15:30 7095.5 11:30 -4.46 Nota: La máxima generación instantánea fue 6792.6 MW La máxima demanda del SEIN disminuyó 217.2 MW (3.1%) respecto al miércoles de la semana pasada. La máxima demanda es a nivel de generación, y proviene de datos puntuales (instantáneos) de potencia cada 30 minutos por lo que deben ser considerados referenciales. Los valores definitivos se informan al culminar el mes y corresponderán a registro de medidores. 1.4. PRINCIPALES EVENTOS (FALLAS, INTERRUPCIONES Y RACIONAMIENTO) Se describen los siguientes eventos: HORA 11:56 SEMANA 12 EMP. STAT EVENTO DESCONEXIÓN DEL GRUPO G1 DE LA C.H. CHEVES Desconectó el grupo G1 de la C.H. Cheves cuando generaba 83,88 MW, por falla debido a bajo nivel de aceite en el cojinete, de acuerdo con lo informado por STATKRAFT, titular del grupo. No se produjo interrupción de suministros en el SEIN. A las 12:55 h, sincronizó el grupo con el SEIN. OBSERVACIÓN --- Página 5 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 13:34 AGUAA DESCONEXIÓN DEL GRUPO G1 DE LA C.H. POTREROS --- Desconectó el grupo G1 de la C.H. Potrero cuando generaba 9,72 MW, cuya causa no fue informada por AGUA AZUL, titular del grupo. No se produjo interrupción de suministros en el SEIN. A las 13:43 h, sincronizó el grupo con el SEIN. 13:57 STAT DESCONEXIÓN DEL GRUPO G1 DE LA C.H. CHEVES --- Desconectó el grupo G1 de la C.H. Cheves cuando generaba 84,16 MW, cuya causa no fue informada por STATKRAFT, titular del grupo. No se produjo interrupción de suministros en el SEIN. El grupo quedó indisponible para su inspección. 14:45 ETC PRIMERA ENERGIZACION DEL TRANSFORMADOR TPO-813 DE 220/22.9/10 KV y 30 MVA DE LA S.E. PAMPA HONDA. --- Primera energización del transformador TPO-813 de 220/22.9/10 kV - 30 MVA de la S.E. Pampa Honda, de propiedad de la Empresa Transmisora de Cajabamba. 19:35 REP RECHAZO MANUAL DE CARGA POR SOBRECARGA DEL TRANSFORMADOR T35-121 DE 138/22.9 KV DE LA S.E. TOCACHE --- A las 19:35 h, el CCO-COES coordinó con el CC-SGB ejecutar el rechazo manual de carga de 0,50 MW del usuario libre INDUSTRIAS DEL ESPINO, en la S.E. Tocache, debido a la sobrecarga del transformador T35-121 de 138/22.9 kV. A las 22:05 h, el CCO-COES coordinó con el CC-SGB, la normalización de la carga. 1.5. MANTENIMIENTOS PROGRAMADOS Y EJECUTADOS En el siguiente cuadro se resumen las principales desviaciones al programa diario de mantenimiento: SEMANA 12 Página 6 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 EMP UBICACIÓN EQUIPO HORA PROG. EJEC. TIPO MOTIVO PANAM L. DERIV. QUEBRADA - ILO PANAMERICANA SOLAR L-1390 19:00 a 23:59 19:00 a 23:59 MP Lavado de aisladores de la línea de transmisión 1390 estructuras e1 a e9. (interruptor 1752 seccionador de línea 1719 seccionador de barra 1_1726 y seccionador de barra 2 _1727) f/s. SPCC L. DERIV. REFINERÍA REFINERÍA L-1385/R 09:00 a 16:30 07:44 a 16:42 MP Pruebas end to end en 138 kv_52r2_l-1385/r se refinería, (l-1391 f/s en sus 03 extremos ilo1, Electrosur y refinería) SPCC L. ILO 1 ELECTROSUR L-1391 09:00 a 16:30 07:43 a 16:43 MP Pruebas end to end en 138 kv_ocb651_l-1391 se ilo1, pruebas end to end en 138 kv_hcb952_l-1391 se Electrosur, (l-1391 f/s en sus 03 extremos ilo1, Electrosur y refinería) CTM S.E. POROMA XC-6 08:00 a 16:00 00:00 a 17:33 MP Mamo: instalación de cable serial. (r0063885) FENIX C.T. FENIX CENTRAL 00:00 a 00:00 00:00 a 00:00 MP Inspección de ruta de gases calientes (hgpi) 32000 horas tg11 y tg12. HUANZA C.H. HUANZA 1GER 00:00 a 00:00 00:00 a 00:00 MP Mantenimiento anual grupo g1 (generador turbina y reguladores) ELECT C.H. CH_ELECTROZAÑA G-02 No programado 10:23 a 00:00 MC Inspección debido incremento de vibraciones cojinete lado opuesto 1 lo1. AGUAA C.H. POTRERO CENTRAL No programado 05:00 a 13:45 MC Manto correctivo por fuga de agua por la válvula de drenaje de la tubería forzada. SHO C.T. SAN NICOLÁS TV2 00:00 a 00:00 00:00 a 00:00 MC Por rotura de una tubería del sistema de enfriamiento del condensador 2. EGA C.H. CHARCANI IV G3 No programado 00:00 a 13:29 MC Revisión de la turbina y regulador de tensión CHIN C.H. CHIMAY G2 MC Cambio sello de turbina. MC: Mantenimiento correctivo MP: Mantenimiento preventivo SEMANA 12 Página 7 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 1.6. OPERACIÓN DE EQUIPOS 1.6.1. OPERACIÓN DE CALDEROS No existe información. 1.6.2. OPERACIÓN A CARGA MÍNIMA Las unidades generadoras que operaron a carga mínima fueron: EMPRESA UBICACIÓN EQUIPO INICIO FINAL EGA C.T. PISCO TG1 20:53 21:23 EGA C.T. PISCO TG2 08:39 15:37 EGA C.T. PISCO TG2 17:59 18:39 EGS C.T. INDEPENDENCIA CENTRAL 06:57 08:33 ENELG C.T. VENTANILLA CENTRAL 00:00 09:10 ENELG C.T. VENTANILLA CENTRAL 22:42 24:00 ENELP C.T. MALACAS TG4 00:00 08:34 ENELP C.T. MALACAS TG4 23:00 24:00 ENG C.T. CHILCA 1 CENTRAL 00:00 08:47 ENG C.T. CHILCA 1 CENTRAL 22:06 24:00 KALLPA C.T. KALLPA CENTRAL 05:28 06:14 KALLPA C.T. LAS FLORES TG1 23:48 24:00 SHO C.T. SAN NICOLÁS TV1 00:17 00:45 SHO C.T. SAN NICOLÁS TV3 00:00 16:40 SHO C.T. SAN NICOLÁS TV3 22:14 23:08 TCHILC C.T. SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS TG1 00:00 08:33 TCHILC C.T. SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS TG1 23:00 24:00 1.7. RESERVA NO SINCRONIZADA DEL COES En el siguiente gráfico se muestra la evolución horaria de la reserva no sincronizada de las unidades térmicas del SEIN (reserva fría). SEMANA 12 Página 8 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 Nota: En el cálculo de la Reserva fría no están incluidas las unidades térmicas con un tiempo de sincronización mayor a 6 horas. 1.8. REGULACION DE TENSIÓN No se encontraron Unidades de generación ni Líneas de transmisión que regularon la tensión del SEIN. 1.9. PRUEBAS DE UNIDADES A. ALEATORIAS DE DISPONIBILIDAD No se realizaron pruebas. B. POR REQUERIMIENTOS PROPIOS Se realizaron las siguientes pruebas: EMPRESA UBICACIÓN EQUIPO INICIO FINAL AGROIN C.T. SAN JACINTO CENTRAL 00:00 07:12 ENG C.T. CHILCA 1 CENTRAL 08:47 10:40 ENG C.T. CHILCA 1 CENTRAL 13:28 16:29 IYEP C.T. RESERVA FRIA PUCALLPA CENTRAL 11:01 11:44 SEMANA 12 OBSERVACIÓN Los generadores G10, G4, G5, G7 y G11 se encuentran en servicio. Oper¿ sin arranque de black star. Página 9 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 Se realizaron las siguientes pruebas no termoeléctricas: EMP. UBICACIÓN EQUIPO INICIO FINAL DESCRIPCIÓN ENELG C.H. CALLAHUANCA G4 00:00 24:00 Pruebas de confiabilidad. operatividad y ENELG C.H. CALLAHUANCA G3 00:00 24:00 Pruebas de confiabilidad. operatividad y ENELG C.H. CALLAHUANCA G1 00:00 09:14 Pruebas de confiabilidad. operatividad y STAT C.H. CAHUA G1 17:07 18:43 Pruebas operativas de la unidad post falla. ENELG C.H. CALLAHUANCA G1 18:16 24:00 Pruebas de confiabilidad. operatividad C. A SOLICITUD DE TERCEROS No se realizaron pruebas. 1.10. SISTEMAS AISLADOS No hubo sistemas aislados. 1.11. CONGESTIÓN Se presenta el siguiente cuadro: UBICACIÓN INSTALACIÓN DE TRANSMISIÓN AFECTADA INICIO FINAL S.E. MARCONA T62-161 00:00 00:17 Operó la TV1 S.E. MARCONA T62-161 00:45 24:00 Operó la TV1 SEMANA 12 UNIDADES GENERADORAS LIMITADAS OBSERVACIONES Página 10 de 17 y Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 1.12. CALIDAD DE PRODUCTO (FRECUENCIA) PERIODO DE VARIACIONES SUBITAS (1 min) Frecuencia Mínima(*) Frecuencia Máxima(*) PERIODO DE VARIACIONES SOSTENIDAS (15 min) Frecuencia Mínima(**) Frecuencia Máxima(**) HORA Hz HORA Hz HORA Hz HORA Hz 15:38 59.869 22:58 60.101 15:45 59.929 23:00 60.082 (*) Estos valores de frecuencia son calculados según lo dispuesto por la NTCSE para verificar la tolerancia de las variaciones súbitas (1 minuto). (**) Estos valores de frecuencia son calculados según lo dispuesto por la NTCSE para verificar la tolerancia de las variaciones sostenidas (15 minutos). INDICADOR DE CALIDAD PERIODO/ HORA VALOR N° TRANSGRES. ACUMULADAS - MES TOLERANCIA NTCSE Hz. Máx. Mín. Variaciones sostenidas de Frecuencia --- --- 0 60.36 59.64 Variaciones súbitas de Frecuencia --- --- 0 61 59 SEMANA 12 Página 11 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 Tiempo en que la frecuencia estuvo entre: MIN MED MAX < 60.6 Rango de Frecuencia 60.5 > 0% 0% 0% < 60.5 60.4 > 0% 0% 0% < 60.4 60.3 > 0% 0% 0% < 60.3 60.2 > 0.1% 0.06% 0.03% < 60.2 59.8 > 99.9% 99.92% 99.97% < 59.8 59.7 > 0% 0.02% 0% < 59.7 59.6 > 0% 0% 0% < 59.6 59.5 > 0% 0% 0% < 59.5 59.4 > 0% 0% 0% Veces que la frecuencia disminuyó por debajo de: Umbral de Frecuencia MIN MED MAX 59.9 91 137 7 59.8 0 3 0 59.7 0 0 0 59.6 0 0 0 59.5 0 0 0 59.4 0 0 0 Veces que la frecuencia aumentó por encima de: Umbral de Frecuencia MIN MED MAX 60.6 0 0 0 60.5 0 0 0 60.4 0 0 0 60.3 0 0 0 60.2 19 9 2 60.1 131 123 72 SEMANA 12 Página 12 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 1.13. FLUJOS POR LAS INTERCONEXIONES (MW) Se muestra la evolución horaria de los flujos por las interconexiones. SEMANA 12 Página 13 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 OPERACIÓN ENLACE BLOQUE HORARIO Mínima Demanda Media Demanda Máxima Demanda L-2051 o L2052 en mantenimiento 1 015 MW 900 MW 1 055 MW L-2053 o L2054 en mantenimiento Sin límite de transmisión Sin límite de transmisión 1 445 MW L-5031 1 005 MW 925 MW 1 000 MW L-5032 970 MW 950 MW 915 MW L-5033 890 MW 945 MW 955 MW L-5034/5036 950 MW (L-2074 E/S y SVC de S.E. San José en manual) 965 MW (L-2074 E/S y SVC de S.E. San José en manual) 1 030 MW (L-2074 E/S y SVC de S.E. San José en manual) L-5037 1 400 MW (L-2074 E/S y SVC de S.E. San José en manual) Sin límite de transmisión (L-2074 E/S y SVC de S.E. San José en manual) 1 385 MW (L-2074 E/S y SVC de S.E. San José en manual) T-MONTALVO 1 280 MW 1 260 MW 1 255 MW T-POROMA 1 410 MW 1 280 MW 1 325 MW T-YARABAMBA 1 100 MW 935 MW 1 125 MW Barra A de la S.E. Poroma Sin límite de transmisión Sin límite de transmisión 1 400 MW Barra A de la S.E. Poroma Sin límite de transmisión Sin límite de transmisión 1 400 MW Mediante Resolución Dirección Ejecutiva N° 011-2018-D/COES se establecieron los límites de transmisión a la suma de potencias activas transmitidas por las siguientes líneas: a) b) c) L-5034(Porona -Ocoña) de 500 Kv, con medición de la subestación Poroma. L-5033(Porona -Ocoña) de 500 Kv, con medición de la subestación Poroma. L-2051/L2052 (Mantaro-Cotaruse) de 220 Kv, con medición de la subestación Campo Armiño. Medido en las SS.EE. Tintaya y Puno SEMANA 12 Página 14 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 2. EVALUACIÓN ECONÓMICA 2.1. COSTO TOTAL DE LA OPERACIÓN POR DÍA El costo total de la operación ejecutado fue S/. 1732408 y resultó S/. 429798 (33.00%) mayor que el correspondiente al miércoles de la semana pasada. 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 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. 4. ANEXOS Anexo 1: Resumen de la operación 1.1 RESUMEN - Resumen de generación de energía eléctrica por Empresas Integrantes del COES. 1.2 G_AREAS - Generación por tipo de generación por áreas operativas. 1.3 GENERACION RER - Generación eléctrica de las centrales RER (MW). SEMANA 12 Página 15 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 1.4 COGENERACION - Centrales de Cogeneración del SEIN. 1.5 TIPO_RECURSO – Reporte de potencia generada por tipo de recurso. 1.6 DESPACHO_EJECUTADO - Potencia activa ejecutada de las unidades de generación del SEIN (MW). 1.7 PROGRAMADO - Programación diaria. 1.8 REPROGRAMADO - Reprogramación diaria. 1.9 DESVIACIÓN - Desviación del despacho de las centrales de generación COES (MW). 1.10 REACTIVA - Potencia reactiva ejecutada de las unidades de generación del COES (MVAR). 1.11 DEMANDA_UL - Potencia de los grandes Usuarios Libres (MW). 1.12 DEMANDA_AREAS - Reporte de la demanda por áreas y sub-áreas operativas (MW). 1.13 FLUJOS - Potencia activa líneas de transmisión del SEIN. 1.14 INTERCONEXIONES - Interconexión entre sistemas operativos del SEIN. 1.15 ENERGÍA_PRIMARIA – Reporte de fuente de Energía Primaria de las unidades RER. 1.16 CALOR_ÚTIL – Registro de Calor Útil. 1.17 STOCK_COMB - Reporte de stock de combustibles. 1.18 CONSUMO_COMB - Reporte de consumo de combustibles. 1.19 PRESIÓN_GAS - Presiones de gas natural de las centrales termoeléctricas. 1.20 TEMP_AMB- Temperatura Ambiente de las centrales termoeléctricas. 1.21 DISPONIBILIDAD_GAS – Reporte de disponibilidad de Gas Natural. 1.22 TRANSGRESIONES – Reporte de GPS. 1.23 RESTRIC_OPE - Restricciones Operativas. SEMANA 12 Página 16 de 17 Subdirección de Gestión de la Información IEOD No. 079/2019 20/03/19 Anexo 2: Hidrología de la operación 2.1 Principales caudales de los principales afluentes y volúmenes de embalses y reservorios. 2.2 Vertimientos de Embalses. 2.3 Descarga de Lagunas. Anexo 3: Asignación de reserva Primaria y secundaria del SEIN. Anexo 4: Horas de operación de las unidades térmicas del SEIN. Anexo 5: Mantenimientos ejecutados del SEIN. Anexo 6: Costo Marginal de Corto Plazo del SEIN. ELABORADO POR: APROBADO POR: Ing. Miguel Cabellos Ing. Jorge Izquierdo ASISTENTE DE LA SUBDIRECCIÓN DE GESTIÓN DE LA INFORMACIÓN SUBDIRECTOR DE GESTIÓN DE LA INFORMACIÓN Hora de emisión del informe: 11:40 h. Fecha: 21.03.2019 Difusión: SGI, SEV, SPR, STR, SCO, SNP, SPL, DP, DO, CC-INTEGRANTES. NOTA1: Las siglas utilizadas en el presente documento están de acuerdo a la "Base Metodológica para la Aplicación de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos". NOTA2: Para el cálculo de la demanda del COES, se considera solo la generación de los Integrantes del COES. NOTA 3: En caso hubiera observaciones al presente informe, favor de enviarlo al correo electrónico [email protected] SEMANA 12 Página 17 de 17
