INFORME DE EVALUACION DE LA OPERACIÓN DIARIA MARTES 6 … · Mollendo) y emitido a las 18:00 h....

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Subdirección de Evaluación 06/07/10

SEMANA 27 Página 1 de 18

INFORME DE EVALUACION DE LA OPERACIÓN DIARIA MARTES 6 DE JULIO DE 2010

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:

Programa : Emitido a las 23:00 h. del día 05.07.2010 Reprogramas : Emitido a las 00:30 h. (disponibilidad del grupo 1 de la CH San Gabán y menor disponibilidad hidráulica de las CCHH Carhuaquero, Chimay y Matucana), emitido a las 11:30 h. (mayor disponibilidad de gas de la CT Chilca, indisponibilidad de la unidad TG3 de la CT Chilca e indisponibilidad de la unidad Mirles 2 de la CT Mollendo) y emitido a las 18:00 h. (menor demanda en el SEIN y indisponibilidad de la unidad MIRLES 2 de la CT Mollendo) • El factor de carga del SEIN obtenido del diagrama ejecutado fue 0.875, siendo este valor

5.64% mayor que el Martes de la semana pasada. • La velocidad de crecimiento de la carga al entrar a la hora punta dentro del periodo de 18:00

a 18:30 h aproximadamente, fue 7.64 MW/min, siendo este valor 38.28% mayor que el día de ayer y 29.91% menor que el Martes de la semana pasada.

SEIN NORTE SUR CENTRO

Pendiente (MW/min) 7.64 2.12 1.79 3.79 Hora de Toma de Carga 18:00 18:00 17:00 17:00

• La mínima demanda del SEIN fue 3047.8 MW y ocurrió a las 03:30 h, mientras que la mayor

demanda de la mañana alcanzó un valor de 4151.2 MW a las 11:30 h.

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1.1.2. EVOLUCIÓN HORARIA DE LA DEMANDA POR ÁREA

• La máxima demanda del área Norte se presentó a la misma hora que la máxima demanda del

SEIN (19:00 h), mientras que las máximas demandas de las áreas Centro y Sur ocurrieron a las 12:00 h y 18:30 h, respectivamente.

• La contribución del área Centro a la máxima demanda del SEIN fue 64.9 %, mientras que las áreas Norte y Sur contribuyeron con 15.4 % y 19.5 % respectivamente.

• Los factores de carga fueron: Área Norte: 0.843, Área Centro: 0.874, Área Sur: 0.857. • La velocidad de crecimiento de carga de las áreas Centro, Norte y Sur fueron 3.79, 2.12 y

1.79 MW/min respectivamente. 1.1.3. EVOLUCIÓN HORARIA DE LAS CARGAS MAS IMPORTANTES

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

Del diagrama se observa que: • La energía total producida fue 90142.9 MWh. • La energía proporcionada por las centrales de pasada fue 14536.7 MWh. • La energía térmica de tipo diesel fue de 232.6 MWh (0.3 %). La energía generada con

residual fue de 2653.4 MWh (2.9 %). La energía generada con gas fue de 38435.6 MWh (42.6 %) y la energía generada con carbón fue de 3182.1 MWh (3.5 %).

• Durante 15 horas la demanda fue mayor al 85% de la máxima demanda (62.5 % del tiempo total).

• Durante 9 horas la demanda estuvo entre el 70 y 85% de la máxima demanda (37.5 % 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. CALLAHUANCA SUB 209.3 EDG C.T. STA ROSA - UTI5 SOB 216.4 EGN C.H. CARHUAQUERO SUB 203.2 TER C.T. AGUAYTIA_TG1 SUB 388.1 ENS C.T. ILO1_TV3 SOB 417.9 ENS C.H. YUNCAN SUB 198.8 ENS C.T. CHILCA1_TG12 SUB 230.3

KALLPA C.T. KALLPA_TG1 SOB 174.1 ELP C.T. TRUJILLO NORTE SOB 228.2 ENS C.T. CHILCA1_TG13 SOB 1462.8

SUB: Subgeneró SOB: Sobregeneró

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

Nota: La energía ejecutada de los integrantes registrados del COES fue 90142.86 MWh La energía ejecutada fue 120.66 MWh (0.13%) menor que la programada y 5900.26 MWh (7%) mayor que la producida el Martes de la semana pasada. 1.3. MÁXIMA GENERACIÓN INSTANTÁNEA DEL COES

EJECUTADO PROGRAMADO DÍA MW HORA MW HORA

DESVIACIÓN (%)

MAR 29 4237.5 19:00 4193.5 18:30 1.04 LUN 5 4259.2 19:00 4268.6 18:30 -0.22 MAR 6 4292.1 19:00 4275.5 18:30 0.39

Nota: La máxima generación instantánea de los integrantes del COES fue 4292.1 MW La máxima demanda del SEIN aumentó 54.6 MW (1.29%) respecto al Martes 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 muestran los caudales promedios diarios registrados y programados:

CAUDALES PROMEDIOS (m3/s) MAR 06.07.2010 LUN 05.07.2010 MAR

29.06.2010

EMP. PUNTOS DE AFORO

EJEC. PROG. EJEC. EJEC. Sheque 21.0 12.0 12.0 11.2 Callahuanca 17.6 20.0 17.5 18.1 Tamboraque 9.0 9.5 9.1 9.3

EDG

Tulumayo 29.3 30.0 30.0 38.7 Mira Chulec S/D S/D S/D S/D ELP La Mejorada(*) 89.0 73.0 96.1 88.4

EGA Cincel 10.8 10.0 10.8 10.9 SGB San Gabán 10.3 9.8 9.7 10.6

Santa 35.8 32.0 37.4 30.0 EGN Chancay 10.1 9.0 10.4 11.0

ENS Huallamayo 5.7 10.0 5.7 5.7 EGM Machupicchu 0.5 47.4 0.5 0.5 EAN Yaupi 12.3 4.9 12.3 13.5

El caudal promedio del día en Tamboraque fue 0.5 m3/s menor que el programado y 0.3 m3/s menor que el correspondiente al Martes de la semana pasada. 1.4.2. VOLÚMENES DE EMBALSES Y RESERVORIOS

VOLÚMENES (Miles m3) EMPRESA RESERVORIO VOL.

INICIAL VOL.

FINAL VOL.

MÁXIMO VOL.

MÍNIMO EGN San Diego 49.4 156.3 444.9 49.4

Sheque 115.3 150.0 352.7 115.3 Huinco 0.0 0.0 223.8 0.0

EDG

Chimay 625.0 474.0 1419.6 366.7 Cincel 163.0 165.2 166.2 111.0 EGA Campanario 88.2 88.4 88.4 26.5

SGB San Gabán 38.1 27.9 127.4 27.9 EGN Cirato 121.7 153.7 173.3 110.6 ENS Huallamayo 2409.3 2405.5 2410.1 2405.5

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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:

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 13.9 00:00 24:00

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1.5. PRINCIPALES EVENTOS (FALLAS, INTERRUPCIONES Y RACIONAMIENTO) Se describen los siguientes eventos: HORA EMP. EVENTO OBSERVACIÓN 01:13 EGN Desconectó la línea L-1105 (Huallanca-Chimbote1) de

138 kV por falla en la fase “R” cuya causa se encuentra en investigación. No hubo interrupción de suministros. EGN solicitó la energización de la línea. A las 01:21 h se energizó la línea desde la S.E. Huallanca con resultado negativo. La cual quedó indisponible para su inspección. A las 12:54 h se realizó un intento de energización no exitoso desde la S.E. Huallanca.

---

13:48 AIPSA Desconectó la unidad TV-01 de la C.T. Paramonga con 9.2 MW por actuación de la protección de aire frío del calentador del generador alto. No se reportó interrupción de suministros. A las 14:21 h se sincronizó la unidad luego de inspección.

---

17:24 REP Desconectó el transformador T35-161 de la S.E. Tocache por causas que se investigan. Se interrumpió 2.9 MW en la S.E. Tocache. A las 18:15 h ingresó el transformador T35-161, con la cual se inició la recuperación de los suministros interrumpidos.

---

18:55 EGN Se coordinó con CC-Hidrandina la reducción 0,4 MW de carga en la S.E. Pallasca (Santiago de Chuco y San Simón) por sobrecarga del transformador T11 de 138/66 kV de la S.E. Huallanca. De 18:53 a 20:15 h operó la C.T. Huaraz con 0,5 MW y de 18:56 a 19:05 h operó la C.T. Caraz con 0,48 MW. A las 19:45 h se normalizó la carga restringida.

---

21:17 ADINEL Desconectó la línea L-6670 (Huacho - Andahuasi) de 66 kV por falla debido a hurto de conductor. Se interrumpió los suministros en la S.E. Andahuasi. La línea L-6670 quedó indisponible por correctivo.

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1.6. RESTRICCIONES OPERATIVAS En el Anexo se muestran las restricciones más relevantes. 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

EGN C.T. CHICLAYO

SZ1 No programado

09:00 a 16:47

MC - cambio culata up 12

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OESTE EGN C.T.

CHICLAYO OESTE

GMT3 No programado

10:07 a 10:18

MC - cambio faja ventilador.

SNP C.H. OROYA G2 No programado

08:15 a 22:15

MC Mantenimiento correctivo en la turbina lado a.

EGN L. CHIMBOTE 1 -

HUALLANCA

L-1105 No programado

01:13 a 00:00

MC - desconecto por falla monofásica fase "R", continua indisponible por medición resistencia de aislamiento en cadena de aisladores.

EGN C.T. PIURA 2 MIR1 00:00 a 00:00 00:00 a 00:00

MC - mantenimiento correctivo en el sistema de distribución del motor

EGA C.T. CHILINA D

SLZ2 00:00 a 00:00 00:00 a 00:00

MC Revisión de la centrifuga de aceite del sistema de lubricación del motor

EGA C.T. MOLLENDO D

GD2 No programado

10:35 a 00:00

MC Revisión y reparación de fugas de gases de escape en la culata b-4

EDN S.E. OQUENDO OQUEN60 08:00 a 12:00 08:48 a 16:12

MP Desconexión de barra i por mantenimiento de celda de l-653

EDN S.E. OQUENDO OQUEN60 12:00 a 16:00 12:16 a 16:59

MP Desconexión de barra ii por mantenimiento de celda de l-653

SNP C.H. HUAYLLACHO

G1 08:00 a 20:00 08:09 a 19:39

MP Inspección de componentes del regulador de velocidad.

KALLPA C.T. KALLPA TG3 00:00 a 17:00 00:00 a 00:00

MC Inspección de cojinete de escape de turbina por fuga de aceite de lubricación y cambio de termocuplas

AIPSA S.E. CT PARAMONGA

B-13.8kV 09:00 a 12:00 09:00 a 13:30

MP Mantenimiento del interruptor de baja tensión de la subestación del caldero cbs

EGN C.H. CAÑÓN DEL PATO

G3 07:00 a 17:00 07:00 a 11:00

MP - mantt sist lubricación aceite coj unidad 3.

EGN C.T. PIURA 1 GMT1 No programado

09:00 a 10:37

MC - mantenimiento tablero sistema de excitación.

EGA C.T. PISCO CENTRAL MP En espera de la culminación de los trabajos de instalación del ducto de gas.

MC: Mantenimiento correctivo MP: Mantenimiento preventivo

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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_B2 00:00 24:00 ENS C.T. ILO 1 CAL_B3 00:00 24:00 ENS C.T. ILO 1 CAL_B4 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

EDG C.T. STA ROSA TG8 00:00 00:30 EDG C.T. STA ROSA TG8 02:12 03:43 EDG C.T. STA ROSA TG8 18:30 24:00 EDG C.T. STA ROSA UTI5 08:21 12:56 EGN C.T. PIURA TG TGPIU 00:00 01:06 ELP C.T. TRUJILLO NORTE CENTRAL 13:05 13:37 ENS C.T. CHILCA 1 TG2 19:11 24:00 ENS C.T. CHILCA 1 TG3 18:58 24:00 ENS C.T. ILO 1 TV4 00:00 18:26 ENS C.T. ILO 1 TV4 19:43 20:33 ENS C.T. ILO 1 TV4 22:46 24:00 TER C.T. AGUAYTÍA TG1 00:00 01:13 TER C.T. AGUAYTÍA TG2 00:00 03:05 TER C.T. AGUAYTÍA TG2 22:50 24:00

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 00:00 00:29 25 EDG C.H. HUINCO 07:43 10:00 26 EDG C.H. HUINCO 10:00 24:00 29 EGA C.H. CHARCANI V 00:00 00:29 5 EGA C.H. CHARCANI V 00:29 07:43 7

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EGA C.H. CHARCANI V 07:43 24:00 5 EGM C.H. MACHUPICCHU 00:00 00:29 3 EGM C.H. MACHUPICCHU 00:29 07:43 4 EGM C.H. MACHUPICCHU 07:43 24:00 3 EGN C.H. CARHUAQUERO 00:00 00:29 3 EGN C.H. CARHUAQUERO 00:29 07:43 4 EGN C.H. CARHUAQUERO 07:43 24:00 3 EGN C.H. CAÑÓN DEL PATO 00:00 00:29 8 EGN C.H. CAÑÓN DEL PATO 00:29 07:43 12 EGN C.H. CAÑÓN DEL PATO 07:43 24:00 7 ELP C.H. MANTARO 00:00 00:29 12 ELP C.H. MANTARO 00:29 07:43 17 ELP C.H. MANTARO 07:43 10:00 12 ELP C.H. MANTARO 10:00 24:00 11 ELP C.H. RESTITUCIÓN 00:00 00:29 7 ELP C.H. RESTITUCIÓN 00:29 07:43 10 ELP C.H. RESTITUCIÓN 07:43 24:00 7 ENS C.T. ILO 1 00:00 00:29 2 ENS C.T. ILO 1 00:29 07:43 3 ENS C.T. ILO 1 07:43 24:00 2 ENS C.T. ILO 1 00:00 00:29 2 ENS C.T. ILO 1 00:29 07:43 3 ENS C.T. ILO 1 07:43 24:00 2 ENS C.T. ILO 2 00:00 00:29 3 ENS C.T. ILO 2 00:29 07:43 4 ENS C.T. ILO 2 07:43 24:00 3 ENS C.H. YUNCÁN 00:00 00:29 4 ENS C.H. YUNCÁN 00:29 07:43 5 ENS C.H. YUNCÁN 07:43 24:00 4 SGB C.H. SAN GABÁN II 00:00 00:29 3 SGB C.H. SAN GABÁN II 00:29 07:43 4 SGB C.H. SAN GABÁN II 07:43 24:00 3 SNP C.H. CAHUA 00:00 00:29 2 SNP C.H. CAHUA 00:29 07:43 3 SNP C.H. CAHUA 07:43 24:00 2 SNP C.H. GALLITO CIEGO 00:00 00:29 1 SNP C.H. GALLITO CIEGO 00:29 07:43 2 SNP C.H. GALLITO CIEGO 07:43 24:00 1 SNP C.H. MALPASO 00:00 00:29 3 SNP C.H. MALPASO 00:29 07:43 4 SNP C.H. MALPASO 07:43 10:00 3 SNP C.H. MALPASO 10:00 24:00 2

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SNP C.H. YAUPI 00:00 00:29 4 SNP C.H. YAUPI 00:29 07:43 5 SNP C.H. YAUPI 07:43 10:00 4 SNP C.H. YAUPI 10:00 24:00 3

Las centrales asignadas para realizar regulación secundaria de frecuencia en el SEIN fueron: EMPRESA CENTRAL INICIO FINAL POTENCIA ASIGNADA (MW)

EDG C.H. HUINCO 00:00 00:29 70 EDG C.H. HUINCO 07:43 24:00 70 ELP C.H. MANTARO 00:29 07:43 53 ELP C.H. RESTITUCIÓN 00:29 07:43 17

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.

C. RESERVA DE LAS UNIDADES ASIGNADAS POR EL COORDINADOR 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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Nota: En el cálculo de la Reserva fría no están incluidas 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 UBICACION EQUIPO INICIO FINAL MOTIVO EDG L. HUINCO - SANTA ROSA N. L-2002 00:31 07:37 Fuera de servicio por

regulación de tensión en el área de Lima.

REP L. ZORRITOS - MACHALA L-2280 00:00 24:00 Fuera de servicio por regulación de tensión en la SE Zorritos.

EDG L. HUINCO - SANTA ROSA N. L-2001 00:31 05:03 Fuera de servicio por regulación de tensión en el área de Lima.

Las unidades de generación que ingresaron en servicio por falta de equipos de compensación reactiva para regular tensión fueron: EMP UBICACIÓN EQUIPO INICIO FINAL OBSERVACIÓN EEP C.T. MALACAS TG2 08:14 22:43 Operó por regulación de

tensión en las SSEE Trujillo Norte y Chimbote, por falla en la línea L-1105.

EGN C.T. CHIMBOTE TG3 08:39 22:25 Operó como compensador síncrono por regulación de tensión

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en las SSEE Trujillo Norte y Chimbote.

ELP C.T. TRUJILLO NORTE CENTRAL 09:37 13:05 Operó por regulación de tensión en las SSEE Trujillo Norte y Chimbote, por falla en la línea L-1105.

ELP C.T. TUMBES CENTRAL 07:54 23:02 Operó por regulación de tensión en las SSEE Trujillo Norte y Chimbote, por falla en la línea L-1105.

1.10. PRUEBAS DE UNIDADES A. ALEATORIAS DE DISPONIBILIDAD No se realizaron pruebas. B. POR REQUERIMIENTOS PROPIOS No se realizaron pruebas. C. A SOLICITUD DE TERCEROS No se realizaron pruebas. 1.11. SISTEMAS AISLADOS No hubo sistemas aislados. 1.12. CONGESTIÓN Se presenta el siguiente cuadro:

UBICACIÓN INSTALACIÓN DE TRANSMISIÓN

AFECTADA

INICIO FINAL UNIDADES GENERADORAS

LIMITADAS

OBSERVACIONES

L. SAN JUAN - SANTA ROSA

N.

L-2010 13:44 15:52 Se limitó la generación de la

unidad TG3 de la CT Chilca.

El flujo de potencia por las líneas L-2010/L-2011 fue de San Juan a Santa Rosa.

L. MANTARO - COTARUSE

L-2051 00:00 24:00 Operaron las CCTT Ilo2, Ilo1 y Mollendo

por límite de transmisión de la

interconexión Mantaro - Socabaya.

El flujo fue de Mantaro a Socabaya.

L. PACHACHACA

- OROYA NUEVA

L-2224 03:05 04:51 Operó la TG2 de la CT Aguaytía, por

límite de transmisión de la línea L-2224.

El flujo fue de Pachachaca a Oroya.

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L. PARAGSHA II -

CARHUAMAYO

L-2258 04:51 22:50 Operó la TG2 de la CT Aguaytía, por

límite de transmisión de la línea L-2258.

El flujo fue de Carhuamayo a Parasha.

L. TRUJILLO NORTE -

CHIMBOTE 1

L-2232 00:00 24:00 Operaron las centrales Malacas (TG4), Piura 1, Piura 2, Chiclayo

Oeste y Trujillo Norte.

El flujo por las líneas L-2232/L-2233 fue de Chimbote1 a Trujillo Norte.

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 04:52 59.543 16:08 60.438 03:15 59.734 22:45 60.288

(*) 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).

TOLERANCIA NTCSE Hz.

INDICADOR DE CALIDAD PERIODO/ HORA

VALOR N° TRANSGRES.

ACUMULADAS - MES Máx. Mín.

Variaciones sostenidas de Frecuencia

--- --- 0 60.36 59.64

Variaciones súbitas de Frecuencia

--- --- 0 61 59

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Tiempo en que la frecuencia estuvo entre: Rango de Frecuencia MIN MED MAX < 60.6 60.5 > 0.03% 0.02% 0.17% < 60.5 60.4 > 0.74% 0.71% 0.66% < 60.4 60.3 > 3% 3.12% 5.03% < 60.3 60.2 > 6.98% 12.61% 11.49% < 60.2 59.8 > 73.44% 73.46% 76.45% < 59.8 59.7 > 10.02% 8.82% 4.96% < 59.7 59.6 > 4.88% 1.26% 1.24% < 59.6 59.5 > 0.91% 0% 0% < 59.5 59.4 > 0% 0% 0%

Veces que la frecuencia disminuyó por debajo de:

Umbral de Frecuencia MIN MED MAX 59.9 193 174 134 59.8 114 113 44 59.7 75 44 16 59.6 16 1 0 59.5 1 1 0 59.4 1 1 0

Veces que la frecuencia aumentó por encima de:

Umbral de Frecuencia MIN MED MAX 60.6 0 0 0 60.5 2 2 3 60.4 13 17 8 60.3 56 81 30 60.2 91 173 58 60.1 137 173 60

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1.14. FLUJOS POR LAS INTERCONEXIONES (MW) Se muestra la evolución horaria de los flujos por las interconexiones.

Medido en la S.E. Paramonga Nueva

Medido en la S.E. Mantaro

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

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2. EVALUACIÓN ECONÓMICA 2.1. COSTOS MARGINALES Los costos marginales reales fueron:

PROMEDIO DE COSTOS MARGINALES REALES (S/./MWh) MAR 06.07.2010 LUN 05.07.2010 MAR 29.06.2010

PERIODO

EJEC. PROG. EJEC. PROG. EJEC. PROG. MÍNIMA 51.57 52.85 41.62 45.87 36.75 48.02 MEDIA 52.09 60.19 50.60 50.07 96.37 56.74

MÁXIMA 47.89 53.79 48.53 50.42 102.03 59.32 TOTAL 50.95 56.31 47.24 48.80 77.45 54.41

El promedio del costo marginal real fue 5.36 S/./MWh menor que el programado y 26.50 S/./MWh menor que el correspondiente al Martes de la semana pasada. 2.2. COSTOS MARGINALES IDEALIZADOS DE ACUERDO AL DU-049

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

MAR 06.07.2010 LUN 05.07.2010 MAR 29.06.2010

PERIODO

IDEAL IDEAL IDEAL MÍNIMA 49.91 61.46 47.44 MEDIA 70.51 73.54 48.33

MÁXIMA 69.34 77.86 48.72 TOTAL 63.47 70.68 48.12

IEOD No. 187/2010



2.3. COSTO TOTAL DE LA OPERACIÓN POR DÍA El costo total de la operación ejecutado fue S/. 3640190 y resultó S/. 1129523 (44.99%) mayor que el correspondiente al Martes 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 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 Chancasana Ing. Leonardo Dejo Ing. Francisco Torres

ASISTENTE DE LA SUBDIRECCIÓN DE EVALUACIÓN

ESPECIALISTA DE LA SUBDIRECCIÓN DE EVALUACIÓN

SUBDIRECTOR DE EVALUACIÓN

Hora de emisión del informe: 10:00 h. Fecha: 07.07.2010 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.''

INFORME DE EVALUACION DE LA OPERACIÓN DIARIA MARTES 6 … · Mollendo) y emitido a las 18:00 h....

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