COMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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1 COMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL PLAN DE RESTABLECIMIENTO DEL SEIN Fecha Versión Elaborado Revisado Aprobado Mayo JFI JFI LDP Junio JFI JFI LDP Set JFI JFI LDP

2 CONTENIDO 1. INTRODUIÓN OBJETIVOS ALCANCES 5 2. CARACTERISTICAS TÉCNICAS DEL AREÁ OPERATIVA N 1: S.E. ZORRITOS DESCRIPCIÓN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA AREÁ OPERATIVA N 2: S.E.TALARA DESCRIPCIÓN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA AREÁ OPERATIVA N 3: S.E. PIURA OESTE DESCRIPCIÓN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA AREÁ OPERATIVA N 4: S.E. CHICLAYO OESTE DESCRIPCIÓN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA AREÁ OPERATIVA N 5: S.E. GUADALUPE DESCRIPCIÓN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA 21

3 2.6 AREÁ OPERATIVA N 6: S.E.TRUJILLO NORTE, S.E. CHIMBOTE 1 Y S.E. CAJAMARCA NORTE DESCRIPCIÓN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA NUEVAS INSTALACIONES Y/O RETIRO DE EQUIPOS DEL ÁREA NORTE PARA EL AÑO CENTRALES DE GENERACIÓN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN EQUIPOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA COMUNICACIONES DE VOZ ENTRE CENTROS DE CONTROL LUEGO DE UN COLAPSO PARCIAL O TOTAL IMPORTANCIA DE LAS COMUNICACIONES DURANTE UN COLAPSO PARCIAL O TOTAL DEL SEIN MEDIOS DE COMUNICACIÓN DEL CENTRO DE CONTROL DEL PLAN DE RESTABLECIMIENTO DEL CRITERIOS GENERALES CRITERIOS ESPECIFICOS PLAN DE RESTABLECIMIENTO EN CASO DE UN COLAPSO TOTAL Y/O PARCIAL DEL ÁREA NORTE FORMACIÓN DE SISTEMAS AISLADOS SINCRONIZACIÓN DE SISTEMAS AISLADOS DESCRIPCIÓN DE LOS RECURSOS NECESARIOS PARA EL RESTABLECIMIENTO CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START TELEDISPARO (INTERTRIP) AISLAMIENTO RÁPIDO ANÁLISIS DEL EQUIPAMIENTO NECESARIO PARA EL RESTABLECIMIENTO 84

4 7.1 BLACK START TELEDISPARO (INTERTRIP) AISLAMIENTO RÁPIDO CONCLUSIONES RECOMENDACIONES 86

5 1. INTRODUIÓN 1.1. OBJETIVOS Elaborar el Plan de Restablecimiento del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional de acuerdo a lo establecido en el PR N 9 del SINAC Coordinación de la operación en tiempo real del Sistema Interconectado Nacional. Identificar las limitaciones técnicas de las diferentes áreas operativas del SEIN respecto a los recursos necesarios para iniciar en forma rápida y segura el proceso de restablecimiento: arranque en Black Start, teledisparos, aislamiento rápido (capacidad de un generador de permanecer girando en vacío luego de una gran perturbación), etc. Proponer la instalación de equipamiento adicional con el fin de suplir las limitaciones técnicas encontradas. Establecer una jerarquía de comunicaciones entre los Centros de Control del y de los Agentes ante situaciones de colapso parcial o total del SEIN ALCANCES Proponer criterios generales y criterios específicos a tener en cuenta por el personal del Centro de Control del y de los Agentes durante el proceso de restablecimiento del SEIN. Las simulaciones eléctricas para validar la secuencia de maniobras propuesta en el Plan de Restablecimiento se realizarán en estado estacionario en los escenarios de mínima y máxima demanda, en los periodos de avenida y estiaje. La base de datos usada en las simulaciones será la utilizada por la Sub Dirección de Programación. Complementariamente, se realizarán simulaciones de transitorios electromagnéticos con el fin de descartar sobretensiones temporarias, las cuales podrían producirse por la aparición del fenómeno de resonancia o ferroresonancia en ciertas configuraciones topológicas atípicas que se producen durante el proceso de restablecimiento, estas simulaciones se realizan en el escenario de mínima demanda el cual es el más crítico dado que hay menor cantidad de centrales en servicio y, por lo tanto, la potencia de cortocircuito es menor.

6 Para la elaboración del Plan de Restablecimiento del área Norte, se tomarán en cuenta los equipos de generación y transmisión que entrarán en servicio hasta el mes de abril de Para la propuesta de nuevo equipamiento a instalar con el fin de mejorar la performance del SEIN en el proceso de restablecimiento, se tomarán en cuenta los equipos de generación y transmisión que entrarán en servicio en los siguientes 12 meses. 2. CARACTERISTICAS TÉCNICAS DEL Es la sección del SEIN comprendida entre la subestación Chimbote 1 hasta la subestación Zorritos. Se interconecta con el área operativa Centro a través de tres enlaces: las líneas de transmisión L-2215/L-2216 (Paramonga Nueva Chimbote 1), las líneas L-2269/L-2270 (Conococha Kiman Ayllu) de 220 KV y la línea L-5006 (Carabayllo Chimbote Nueva) de 500 KV. La zona comprendida entre la S.E. Trujillo Norte y la S.E. Chimbote 1 forma una estructura mallada con el área Centro del SEIN; sin embargo, desde la S.E. Guadalupe hasta la S.E. Zorritos, el área Norte tiene una topología radial en configuración doble terna desde la S.E Trujillo hasta la S.E. Piura Oeste y simple terna desde la S.E. Piura Oeste hasta la S.E. Zorritos. ÁREA OPERATIVA N 1 L 2249 ÁREA OPERATIVA N 2 L 2248 L 2238 ÁREA OPERATIVA N 4 L 2239 L 2241 ÁREA OPERATIVA N 3 ÁREA CENTRO L 2269 L 2236 L 2237 L 2270 ÁREA OPERATIVA N 5 L 2234 L 2235 ÁREA OPERATIVA N 6 L 2215 L KV L KV Figura 2 1 Áreas Operativas de la zona Norte del SEIN

7 Está constituido por seis (6) áreas operativas, ver Figura 2-1, que son secciones del SEIN equipadas con centrales de generación, redes de transmisión y distribución. Estas áreas pueden ser separadas del SEIN y operar en forma aislada atendiendo la demanda del área de influencia respectiva, con o sin restricciones de suministro, excepto el área N 5 que debido a una restricción técnica de la C.H. Gallito Ciego no puede restablecerse en sistema aislado. 2.1 AREÁ OPERATIVA N 1: S.E. ZORRITOS DESCRIPCIÓN El área operativa N 1 está conformada por la S.E. Zorritos, de esta subestación se suministra de energía a la ciudad de Tumbes y, parcialmente, diversas áreas rurales de la Región Tumbes. En esta área operativa se encuentra la C.T. Tumbes, propiedad de la empresa Electricidad del Perú, en adelante, ELECTROPERÚ, la cual tiene una potencia efectiva de 16,3 MW. La demanda de Tumbes es principalmente residencial y es del orden de 31,3 MW, 25,1 MW y 22,14 MW en máxima, media y mínima demanda de un día de semana, respectivamente. La empresa distribuidora de energía local es Electronoroeste, en adelante, ENOSA. En la Figura 2-2 se muestra el diagrama unifilar simplificado del área operativa N 1 del SEIN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS Cuando no hay transferencia de energía entre Perú y Ecuador, la línea L (Zorritos Machala) opera con cuellos muertos abiertos en las tres fases en la torre T-116. La C.T. Tumbes para el proceso de arranque y parada utiliza combustible diesel B5 (más liviano que el combustible residual R6), por esta razón, si ocurre una falla que ocasiona la desconexión de la central cuando esta se encuentra operando con combustible residual pueden presentarse los siguientes dos casos: Si la falla es grave que imposibilite su re arranque, el grupo quedará fuera de servicio hasta corregir la anomalía y, la limpieza del sistema de combustible se tendrá que efectuar con un proceso

8 de mantenimiento integral a sus componentes, lo cual demanda un tiempo aproximado de 7 días. Si la falla es leve el re-arranque se hará en forma inmediata con combustible diesel B5 para la limpieza del sistema de combustible. Cada unidad necesita operar 30 minutos con combustible diésel B5 antes de parar con el fin de realizar el lavado del sistema de combustible. La unidad empieza a operar con residual cuando genera más de 5 MW. Figura 2 2 Área Operativa N 1 del SEIN CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START La C.T. Tumbes cuenta con arranque en Black Start lo cual le permite arrancar la central sin necesidad de tener tensión en bornes de generación (10 KV). La central Tumbes tiene la capacidad de regular frecuencia en sistema aislado.

9 EMPRESA CENTRAL GRUPO FUENTE DE ENERGÍA POTENCIA EFECTIVA (MW) POTENCIA MÍNIMA (MW) TOMA DE CARGA (MW/MIN) TIEMPO DE SINCRONIZACIÓN (MIN) TIEMPO MÍNIMO ENTRE ARRANQUES SUCESIVOS (MIN) ELECTROPERU TUMBES MAK 1 R500 8,04 5 0, MAK 2 R500 8,31 5 0, Tabla 2 1 Datos técnicos de la C.T. Tumbes EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIONES SE1 SE2 CELDA SE 1 CELDA SE 2 PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR ELECTROPERÚ L 6664 L 6666 ZORRITOS MÁNCORA ZORRITOS CT TUMBES REP REP ELECTROPERÚ ELECTROPERÚ REP REP ELECTROPERÚ ELECTROPERÚ ADINELSA L 6665 ZORRITOS TUMBES REP REP ADINELSA ENOSA REP L 2280 L 2249 ZORRITOS MACHALA TALARA ZORRITOS REP REP TRANSELECTRIC TRANSELECTRIC REP REP REP REP Tabla 2 2 Empresas propietarias y operadoras de líneas de transmisión EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIÓN NIVEL DE TENSIÓN KV PROPIETARIO OPERADOR ELECTROPERÚ MÁNCORA 60/22.9/10 ELECTROPERÚ ELECTROPERÚ T 100 CT TUMBES 58/33/10 ELECTROPERÚ ELECTROPERÚ ADINELSA 1TP6002 TUMBES 60/33/10 ADINELSA ENOSA REP T ZORRITOS 220/60/10 REP REP Tabla 2 3 Empresas propietarias y operadoras de transformadores

10 2.2 AREÁ OPERATIVA N 2: S.E.TALARA DESCRIPCIÓN El área operativa N 2 está conformada por la S.E. Talara, de esta subestación se suministra de energía a la ciudad de Talara y, parcialmente, áreas rurales de la Región Tumbes. En esta área operativa se encuentra ubicada la C.T. Malacas, compuesta por la unidad TG1 de 13,14 MW, la C.T. Malacas 2 compuesta por la unidad TG4 de 102,74 MW (con inyección de agua) y la Central Térmica de Reserva Fría de Generación compuesta por la unidad TG5 de 182,6 MW, estas centrales son propiedad de la empresa EEPSA. La demanda del área está compuesta por Usuarios Regulados (ENOSA) y Usuarios Libres (Petroperú y Graña y Montero Petrolera). Petroperú tiene un consumo promedio de 6,3 MW y Graña un consumo promedio de 2,3 MW. Figura 2 3 Área Operativa N 2 del SEIN

11 La demanda de los Usuarios Regulados es de 5,3 MW, 8,47 MW y 10,18 MW en mínima, media y máxima demanda de un día de semana, respectivamente. La empresa distribuidora de energía local es Electronoroeste (ENOSA). En la Figura 2-3 se muestra el diagrama unifilar simplificado del área operativa N 2 del SEIN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS Graña y Montero Petrolera ha informado que la carga mínima necesaria para suministrar sus instalaciones críticas es de 1,6 MW. Petroperú ha informado que la carga mínima necesaria para suministrar las instalaciones críticas de su Refinería de Talara es de 0,55 MW. La carga de la Refinería de Talara (Petroperú) es sensible a las variaciones de tensión, razón por la cual, en coordinación con las empresas EEPSA y REP se debe de realizar un adecuado control de tensión en la zona con el fin de no ocasionar pérdida de carga en la Refinería debido variaciones bruscas de tensión en la barra de 13,2 KV de la S.E. Talara (las cuales pueden producirse con la conexión/ desconexión de reactores o líneas de transmisión en vacío). La energización del transformador TF-BAT10 220/13,8 KV 125 MVA de la unidad TGN-4 de la C.T. Malacas ocasiona una alta corriente in-rush la cual en algunas oportunidades ha ocasionado la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Malacas; en ese sentido, antes de sincronizar el sistema aislado Talara con el SEIN, se debe de energizar el transformador TF-BAT10 220/13.8 KV 125 MVA desde el SEIN. El interruptor IN-2354 del transformador TF-BAT10 220/13,8 KV pertenece a EEPSA, sin embargo es operado por REP ya que se encuentra ubicado físicamente en las instalaciones de REP. El interruptor IN-2756 del transformador TG /16,5 KV pertenece a EEPSA y es operado tanto por REP (por estar ubicado físicamente en sus instalaciones) y por EEPSA. REP opera el interruptor cuando es necesario desenergizar el transformador (implica que la TG5 se encuentra fuera de servicio) o cuando es necesario energizar el transformador desde el SEIN; EEPSA opera el interruptor IN-2756 cuando el transformador ya está energizado desde el lado de 16,5 KV y se requiere sincronizar la TG5 en el lado de 220 KV o cuando se requiere energizar la barra de 220 kv de la S.E. Talara con la unidad TG5. EEPSA no tiene opción para abrir el interruptor IN-2756, solo tiene la opción de cerrar el interruptor.

12 2.2.3 CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START La unidad TG1 de la C.T. Malacas y la unidad TG5 de la Central de Reserva Fría de Generación cuentan con arranque en Black Start lo cual les permite arrancar ambos grupos sin necesidad de tener tensión en bornes del generador (13,2 KV y 16,5 KV respectivamente), los grupos también tienen la capacidad de regular frecuencia en sistema aislado. EMPRESA CENTRAL GRUPO FUENTE DE ENERGÍA POTENCIA EFECTIVA (MW) POTENCIA MÍNIMA DE CARGA ESTABLE TOMA DE CARGA (MW/MIN) TIEMPO DE SINCRONIZACIÓN (MIN) TIEMPO MÍNIMO ENTRE ARRANQUES SUCESIVOS (MW) (MIN) EEPSA MALACAS RFG TG1 TG5 GAS NATURAL PETRÓLEO DIESEL 13,13 8 1, (**) 182, ,4 30/60 (*) 90 Tabla 2 4 Datos técnicos de la CT Malacas y CT Reserva Fría de Generación (*) 30 minutos en situación normal y 60 minutos para el arranque en Black Start, según contrato con el Estado. (**) Informado por EEPSA con un Informe Técnico ya sea después de una falla propia de la unidad o una falla externa, en ambos casos, considerando que la unidad se encontraba en servicio. La unidad TG5 de la Central de Reserva Fría de Generación debe de ser capaz de mantenerse girando en vacío luego de una gran perturbación, el sistema de control de potencia frecuencia debe poseer un estatismo permanente con posibilidad de ser ajustado entre el 4 % y 7% y una banda muerta inferior a 0.2 Hz, estos son requisitos establecidos en el contrato con el Estado EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIONES SE1 SE2 CELDA SE 1 CELDA SE 2 PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR REP L 2248 CTM L 2250 PIURA OESTE TALARA PIURA OESTE TALARA REP REP REP REP CTM REP CTM REP Tabla 2 5 Empresas propietarias y operadoras de líneas de transmisión

13 EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIÓN NIVEL DE TENSIÓN KV CELDA PRIMARIO CELDA SECUNDARIO PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR REP T20 21 TALARA 220/13,2 REP REP ENOSA ENOSA EEPSA TF BAT 10 TALARA 220/13,8 EEPSA REP EEPSA EEPSA TG5 21 TALARA 220/16,5 EEPSA REP/EEPSA EEPSA EEPSA Tabla 2 6 Empresas propietarias y operadoras de transformadores 2.3 AREÁ OPERATIVA N 3: S.E. PIURA OESTE DESCRIPCIÓN El área operativa N 3 está conformada por la S.E. Piura Oeste, de esta subestación se suministra de energía a la Región Piura. En esta área operativa se encuentran ubicadas la C.T. Piura Emergencia (la cual solo estará en operación comercial hasta el 30/09/2013), la CT Piura 1, CT Piura 2, TG Piura, CT Tablazo, CT Maple (energía renovable), CH Curumuy, CH Poechos I y CH Poechos II. La demanda del área está compuesta por Usuarios Regulados (ENOSA) y Usuarios Libres (Agrícola El Chira, Maple Etanol y Textil Piura). Agrícola El Chira tiene un consumo promedio de 5 MW, Maple Etanol tiene un consumo promedio de 18 MW y Textil Piura tiene un consumo promedio de 6 MW en horas fuera de punta 1 MW en hora punta. La demanda de los Usuarios Regulados es de 88,8 MW, 130,1 MW y 138,3 MW en mínima, media y máxima demanda de un día de semana, respectivamente. La empresa distribuidora de energía local es Electronoroeste (ENOSA). En la Figura 2 4 se muestra el diagrama simplificado unifilar del área operativa N 3 del SEIN.

14 Figura 2 4 Área operativa N 3 del SEIN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS El Usuario Libre Textil Piura cuenta con una planta térmica la cual le permite autoabastecerse en caso de falta de suministro de energía. Los servicios auxiliares de Textil Piura son de 0.5 MW, esta es la carga mínima necesaria para suministrar sus instalaciones críticas en caso no esté disponible su central térmica CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START El área operativa N 3 no cuenta con centrales eléctricas para el arranque en Black Start.

15 2.3.4 EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIONES SE1 SE2 CELDA SE 1 CELDA SE 2 PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR L 2241 LA NIÑA PIURA OESTE CTM REP REP REP REP L 2238 PIURA OESTE CHICLAYO OESTE REP REP REP REP L 6698 PIURA OESTE SULLANA REP REP ENOSA ENOSA L 6651 PIURA OESTE TEXTIL PIURA REP REP TEXTIL PIURA TEXTIL PIURA L 6657 A PIURA OESTE LOS EJIDOS REP REP ENOSA ENOSA L 6650 PIURA OESTE PIURA CENTRO REP REP ENOSA ENOSA ENOSA L 6658 PIURA OESTE LA UNIÓN ENOSA ENOSA ENOSA ENOSA L 6654 PIURA OESTE PAITA ENOSA ENOSA ENOSA ENOSA L 6662 A SULLANA LA HUACA ENOSA ENOSA AGRÍCOLA EL CHIRA AGRÍCOLA EL CHIRA L 6662 B LA HUACA EL ARENAL AGRÍCOLA EL CHIRA AGRÍCOLA EL CHIRA ENOSA Tabla 2 7 Empresas propietarias y operadoras de líneas de transmisión ENOSA EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIÓN NIVEL DE TENSIÓN KV CELDA PRIMARIO CELDA SECUNDARIO PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR T PIURA OESTE 220/60/10 REP REP REP REP REP T PIURA OESTE 220/60/10 REP REP REP REP T PIURA OESTE 220/60/10 REP REP REP REP ENOSA 1TP6001 PIURA CENTRO 60/22,9/10 ENOSA ENOSA ENOSA ENOSA Tabla 2 8 Empresas propietarias y operadoras de equipos de transformadores

16 2.4 AREÁ OPERATIVA N 4: S.E. CHICLAYO OESTE DESCRIPCIÓN El área operativa N 4 está conformada por la S.E. Chiclayo Oeste y la S.E. Nueva Jaén, de estas subestaciones se suministra de energía a la Región Lambayeque (S.E. Chiclayo Oeste) y parte de la Región Cajamarca (S.E. Nueva Jaén). En esta área operativa se encuentran ubicadas la C.H. Carhuaquero, la C.H. Caña Brava, la C.T. Chiclayo Oeste, C.H. Las Pizarras, C.H. Quanda y C.H. La Pelota. La demanda del área es predominantemente residencial y es de 68 MW, 114 MW y 134 MW en mínima, media y máxima demanda de un día de semana, respectivamente. La empresa distribuidora de energía local es Electronorte (ENSA). Figura 2 5 Área Operativa N 4 del SEIN

17 En la Figura 2 4se muestra el diagrama unifilar simplificado del área operativa N 4 del SEIN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS No se han detectado restricciones técnicas y/o operativas en los equipos del área operativa N CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START La C.H. Carhuaquero cuenta con arranque en Black Start lo cual le permite arrancar la central sin necesidad de tener tensión en bornes del generador. EMPRESA CENTRAL GRUPO FUENTE DE ENERGÍA POTENCIA EFECTIVA (MW) POTENCIA MÍNIMA (MW) TOMA DE CARGA (MW/MIN) TIEMPO DE SINCRONIZACIÓN (MIN) TIEMPO MÍNIMO ENTRE ARRANQUES SUCESIVOS (MIN) EGENOR CARHUAQUE RO CENTRAL AGUA 105, (*) 43 (**) Tabla 2 9 Datos técnicos de la C.H. Carhuaquero (*) Tiempo de sincronización de los grupos G1, G2 y G3. El G4 tiene un tiempo de 6 minutos. (**) Tiempo estimado según estadísticas de falla de colapsos del área norte de años anteriores. El modo de regulación de frecuencia de la central es mediante la operación de una unidad (G1 o G2) en modo manual y la operación de la unidad G3 en modo automático EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA

18 EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIONES SE1 SE2 CELDA SE 1 CELDA SE 2 PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR L 2239 CHICLAYO OESTE LA NIÑA REP REP REP REP REP L 2236 L 2237 CHICLAYO OESTE GUADALUPE REP REP REP REP L 2234 L 2235 GUADALUPE TRUJILLO NORTE REP REP REP REP EGENOR L 2240 L 1130 CHICLAYO OESTE CARHUAQUERO CARHUAQUERO ESPINA COLORADA REP REP EGENOR EGENOR ELECTRONORTE ELECTRONORTE RIO DOBLE EGENOR ELECTRONORTE L 1135 ESPINA COLORADA CUTERVO RIO DOBLE EGENOR ELECTRONORTE ELECTRONORTE L 1138 CUTERVO NUEVA JAÉN ELECTRONORTE ELECTRONORTE ELECTRONORTE ELECTRONORTE PEOT L 6032 L 6033 CHICLAYO OESTE LAMBAYEQUE/ILLIMO CHICLAYO OESTE LA VIÑA/MOTUPE/OLMOS PEOT PEOT PEOT PEOT PEOT PEOT PEOT PEOT ELECTRONORTE L 6012 L 6022 L 6037 CHICLAYO OESTE CHICLAYO NORTE CHICLAYO OESTE LAMBAYEQUE SUR ELECTRONORTE ELECTRONORTE ELECTRONORTE ELECTRONORTE ELECTRONORTE ELECTRONORTE ELECTRONORTE ELECTRONORTE Tabla 2 10 Empresas propietarias y operadoras de líneas de transmisión EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIÓN NIVEL DE TENSIÓN KV CELDA PRIMARIO CELDA SECUNDARIO PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR T /60/10 REP REP REP REP REP CHICLAYO T /60/10 REP REP REP REP OESTE T /60/10 REP REP REP REP ELECTRONORTE T1 CARHUA QUERO 220/138/22,9 /10 ELECTRO NORTE ELECTRO NORTE ELECTRO NORTE ELECTRO NORTE

19 Tabla 2 11 Empresas propietarias y operadoras de transformadores 2.5 AREÁ OPERATIVA N 5: S.E. GUADALUPE DESCRIPCIÓN El área operativa N 5 está conformada por la S.E. Guadalupe, de esta subestaciones se suministra de energía a la Región La Libertad y parte de la Región Cajamarca. En esta área operativa se encuentra ubicada la C.H. Gallito Ciego. La demanda del área es residencial (Hidrandina) e industrial (Cementos Pacasmayo). La demanda de Cementos Pacasmayo es en promedio 30 MW en hora fuera de punta y 22 MW en hora punta. Figura 2 6 Área operativa N 5 del SEIN

20 La demanda residencial es de 10 MW, 20 MW y 32 MW en mínima, media y máxima demanda de un día de semana, respectivamente. La empresa distribuidora de energía local es Hidrandina. En la Figura 2-6 se muestra el diagrama unifilar simplificado del área operativa N 5 del SEIN RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS La S.E. San Marcos y S.E. Cajabamba de Hidrandina y el Usuario Libre Minera La Poderosa son suministrados de energía en forma radial desde la S.E. Cajamarca Norte (Área 6) a través de la línea de 60 KV L-6046 (Cajamarca Norte Cajamarca). En la S.E. Cajamarca de Hidrandina, se seccionó la barra de 60 KV con la instalación de un interruptor, este interruptor opera normalmente abierto. Esta área operativa no puede restablecerse en sistema aislado (luego de un colapso parcial o total) debido a que el mínimo técnico de la C.H. Gallito Ciego es de 10 MW por cada unidad, imposibilitando la formación del sistema aislado. Pero sí es posible que opere en sistema aislado (solo en casos que se aísla del SEIN) con una carga mayor al mínimo técnico de las unidades de generación de la C.H. Gallito Ciego. El sincronismo se debe realizar con el interruptor de acoplamiento de 220 KV de esta subestación. La C.H. Gallito Ciego tiene implementada una lógica de sistema aislado en su PLC la cual desconecta los dos grupos de la central cuando detecta que los interruptores de las líneas L-6646/L-6656 (Guadalupe Gallito Ciego) se encuentran abiertos en la SE Gallito Ciego. Esta lógica solo permite la operación de un solo grupo de la central en sistema aislado con la carga de las líneas L-6042 (Gallito Ciego Tembladera) y L-6045 (Gallito Ciego Cajamarca) cuando los interruptores de las líneas L-6646/L-6656 se encuentran abiertos CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START La C.H. Gallito Ciego cuenta con arranque en Black Start lo cual le permite arrancar ambos grupos sin necesidad de tener tensión en bornes del generador. EMPRESA CENTRAL GRUPO FUENTE DE ENERGÍA POTENCIA EFECTIVA (MW) POTENCIA MÍNIMA (MW) TOMA DE CARGA (MW/MIN) TIEMPO DE SINCRONIZACIÓN (MIN) TIEMPO MÍNIMO ENTRE ARRANQUES SUCESIVOS

21 (MIN) SN POWER GALLITO CIEGO G1 AGUA ,4 3 G2 AGUA 19, ,4 3 Tabla 2 12 Datos técnicos de la C.H. Gallito Ciego EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIONES SE1 SE2 CELDA SE 1 CELDA SE 2 PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR REP L 2237 L 2236 L 2235 L 2234 GUADALUPE CHICLAYO OESTE TRUJILLO NORTE GUADALUPE REP REP REP REP REP REP REP REP L 6653 GUADALUPE PACASMAYO REP REP HIDRANDINA HIDRANDINA L 6646 L 6656 GUADALUPE GALLITO CIEGO REP REP SN POWER SN POWER HIDRANDINA L 6045 L 6042 GALLITO CIEGO CAJAMARCA SN POWER SN POWER HIDRANDINA HIDRANDINA L 6046 CAJAMARCA CAJAMARCA NORTE HIDRANDINA HIDRANDINA HIDRANDINA CONENHUA CEMENTOS PACASMAYO L 6652 L 6659 GUADALUPE CEMENTOS PACASMAYO CEMENTOS PACASMAYO CEMENTOS PACASMAYO CEMENTOS PACASMAYO Tabla 2 13 Empresas propietarias y operadoras de líneas de transmisión CEMENTOS PACASMAYO EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIÓN NIVEL DE TENSIÓN KV CELDA PRIMARIO CELDA SECUNDARIO PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR T GUADALUPE 220/60/10 REP REP REP REP REP T GUADALUPE 220/60/10 REP REP REP REP T GUADALUPE 220/60/10 REP REP REP REP

22 Tabla 2 14 Empresas propietarias y operadoras de líneas de transmisión 2.6 AREÁ OPERATIVA N 6: S.E.TRUJILLO NORTE, S.E. CHIMBOTE 1 Y S.E. CAJAMARCA NORTE DESCRIPCIÓN El área operativa N 6 está conformada por la S.E. Trujillo Norte, S.E. Trujillo Nueva, S.E. Chimbote 1, S.E. Chimbote Nueva, S.E. Huallanca y S.E. Cajamarca Norte, de estas subestaciones se suministra de energía a la Región La Libertad y parte de la Región Cajamarca. En esta área operativa se encuentran ubicadas la C.H. Cañón del Pato, C.H. Santa Cruz I y C.H. Santa Cruz II y la C.T. Chimbote. La demanda del área es residencial (Hidrandina), industrial (Sider Perú) y minera (Barrick: Alto Chicama y Pierina, Consorcio Minero Horizonte, minera Gold Fields La Cima, Minera Aurífera Retamas: MARSA y minera Yanacocha). La demanda de las empresas mineras es normalmente constante las 24 horas y es de: Alto Chicama (9,5 MW), Pierina (8,5 MW), Horizonte (6,8 MW), Gold Fields (18,7 MW), MARSA (5,9 MW) y minera Yanacocha: La Pajuela (49 MW) y La Quinua (20 MW). La demanda de Sider Perú es de 60 MW en Hora Fuera de punta y 21 MW en Hora Punta. La demanda residencial es de 101 MW, 211 MW y 272 MW en mínima, media y máxima demanda de un día de semana, respectivamente. La empresa distribuidora de energía local es Hidrandina. En la Figura 2-7, Figura 2-8, Figura 2 9 y Figura 2-10, se muestran los diagramas unifilares simplificados de las subestaciones que componen el área operativa N 6 del SEIN.

23 Figura 2 7 Diagrama unifilar de la S.E. Cajamarca Norte y Kiman Ayllu RESTRIIONES TÉCNICAS Y/O OPERATIVAS En la S.E. Cajamarca Norte se tiene un transformador 220/60/10 KV 75/75/10 MVA de propiedad de Conenhua, el cual limita la carga a transportar en la línea L-6046 (Cajamarca Norte Cajamarca) a un máximo de 8 MW con el fin de evitar la sobrecarga del transformador; en caso se produzca la sobrecarga del transformador, actuará el relé de sobrecorriente del lado de 60 KV del transformador el cual ordenará el disparo del interruptor de la línea L-6047 (Cajamarca San Marcos). Esta restricción será levantada cuando entre en servicio, en la S.E. Cajamarca Norte, el nuevo transformador 220/60/10 KV 75 MVA de propiedad de Hidrandina en el segundo semestre de 2013.

24 En el Informe Técnico /DP-SNP , se analizó la posibilidad de recuperar la carga de la SE Trujillo Norte con la C.H. Cañón del Pato a través de las líneas L-2272/L-2274 (Kiman Ayllu Cajamarca Norte) y L (Cajamarca Norte Trujillo Norte) luego de un colapso total del área Norte, en el informe se concluyó que esta opción no es viable por las siguientes razones: Se presenta resonancia a frecuencia industrial (60 Hz) cuando se energiza, desde la C.H. Cañón del Pato, una línea Kiman Ayllu - Cajamarca Norte con un reactor conectado en Kiman Ayllu. Se presenta resonancia a una frecuencia de 85 Hz cuando se energiza, desde la C.H. Cañón del Pato, una línea Kiman Ayllu - Cajamarca Norte con dos reactores conectados en Kiman Ayllu; sin embargo, si en estas condiciones se energiza el transformador del SVC de Cajamarca Norte (en forma simultánea con sus filtros) la frecuencia de resonancia se acerca a la frecuencia fundamental. Figura 2 8 Diagrama unifilar de la S.E. Huallanca

25 La energización del transformador del SVC de Cajamarca Norte (tanto con un reactor o dos reactores conectados en Kiman Ayllu con una línea Kiman Ayllu Cajamarca Norte en servicio) ocasionan sobretensiones del orden de 1.26 p.u. y 1.18 p.u. respectivamente, por lo cual esta maniobra no es recomendable realizarla. Figura 2 9 Diagrama unifilar de la S.E. Trujillo Norte y S.E. Trujillo Nueva Cuando el área Norte o la S.E. Chimbote operan en sistema aislado se presenta restricción de carga del usuario libre Sider Perú, debido a que se presentan problemas de compensación reactiva ocasionados por la disminución de la potencia de cortocircuito en la barra de la S.E. Chimbote 1, ante esta circunstancia, Sider Perú no debe operar sus cargas no lineales (Hornos de arco de 30 y 17 MW), estos deben quedar

26 fuera de servicio hasta que se sincronice el Área Operativa Norte con el SEIN. Bajo esta situación, se requiere la operación de la unidad TG3 de la C.T. Chimbote como generador, lo que permite mejorar la potencia de cortocircuito en la S.E. Chimbote 1 y el control de frecuencia del sistema aislado. En caso que la unidad TG3 de la C.T. Chimbote se encuentre indisponible, la carga de Sider Perú quedará supeditada al perfil de tensiones en la zona. Figura 2 10 Diagrama unifilar de la S.E. Chimbote 1 y S.E. Chimbote Nueva El proceso de recuperación de carga de la minera Yanacocha depende de la disponibilidad de su personal; de lunes a viernes en el horario de 8:00 a 16:00 h pueden recuperar el 75 % de su carga en un lapso de 20 a 40 minutos (dependiendo de las condiciones de su proceso), el resto de horas del día y los fines de semana o feriados el proceso de recuperación de carga es lento, en estas condiciones, pueden demorar entre 2 a 3 h en recuperar el 100 % de su carga.

27 Para la conexión del SVC de la S.E. Cajamarca Norte, es necesario realizar una configuración especial en la S.E. Cajamarca Norte, la cual consiste en: i En una de las barras de 220 kv deben de estar conectados la L- 2274, L-2263, L-2261 y el transformador T36 220/60/10 kv. ii En la otra barra deben de estar conectados la L-2272 y L iii El acoplamiento de barras debe de estar abierto. iv El SVC debe de ser conectado a la barra a la cual están conectadas la L-2260 y L v Luego se debe de cerrar el acoplamiento de barras. Esta configuración se adopta con el fin de evitar la disminución de carga de la minera Yanacocha. La energización del transformador del SVC de la S.E. Cajamarca Norte implica también la energización de los filtros de 5ta y 7ma armónica del SVC, lo cual ocasiona la actuación de las protecciones propias de la minera Yanacocha, por esta razón, es necesario realizar la separación de barras mencionada en el párrafo precedente CENTRALES CON ARRANQUE EN BLACK START La C.H. Cañón del Pato cuenta con arranque en Black Start lo cual le permite arrancar sus grupos sin necesidad de tener tensión en bornes del generador. EMPRESA CENTRAL GRUPO FUENTE DE ENERGÍA POTENCIA EFECTIVA (MW) POTENCIA MÍNIMA (MW) TOMA DE CARGA (MW/MIN) TIEMPO DE SINCRONIZACIÓN (MIN) TIEMPO MÍNIMO ENTRE ARRANQUES SUCESIVOS (MIN) G1 AGUA 43,2 20 8,8 5 G2 AGUA 44,1 20 8,8 5 EGENOR CAÑÓN DEL PATO G3 AGUA 43,8 20 8,8 5 G4 AGUA 43,7 20 8,8 5 G5 AGUA 44,3 20 8,8 5 G6 AGUA ,8 5 Tabla 2 15 Datos técnicos de la C.H. Cañón del Pato

28 2.6.4 EMPRESAS PROPIETARIAS Y/O OPERADORES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIONES SE1 SE2 CELDA SE 1 CELDA SE 2 PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR REP L 2232 L 2233 L 2215 L 2216 CHIMBOTE 1 TRUJILLO NORTE PARAMONGA NUEVA CHIMBOTE 1 REP REP REP REP REP REP REP REP ATN L 2272 L 2274 L 2269 L 2270 CAJAMARCA NORTE KIMAN AYLLU CONOCOCHA KIMAN AYLLU ATN ATN ATN ATN ATN ATN ATN ATN L 5006 CARABAYLLO CHIMBOTE NUEVA CTM REP CTM REP CTM L 5008 CHIMBOTE NUEVA TRUJILLO NUEVA CTM REP CTM REP L 2290 L 2291 TRUJILLO NUEVA TRUJILLO NORTE CTM REP CTM REP COMPAÑÍA TRANSMISORA NOR PERUANA L 2263 CAJAMARCA NORTE CERRO CORONA CTNP CONENHUA CTNP CTNP L 2260 TRUJILLO NORTE CAJAMARCA NORTE CONENHUA REP CONENHUA CONENHUA CONENHUA L 2261 CAJAMARCA NORTE GOLD MILL CONENHUA CONENHUA YANACOCHA YANACOCHA L 6648 L 6649 CAJAMARCA NORTE LA PAJUELA CONENHUA CONENHUA YANACOCHA YANACOCHA COMPAÑÍA TRANSMISORA ANDINA L 1136 TRUJILLO NORTE ALTO CHICAMA CTA REP CTA CTA L 1127 HUALLANCA PIERINA CTA EGENOR CTA CTA EGENOR L 1103 L 1104 L 1105 HUALLANCA CHIMBOTE 1 EGENOR EGENOR REP REP L 1106 L 1107 CHIMBOTE 1 CHIMBOTE 2 REP REP HIDRANDINA HIDRANDINA

29 L 1115 TRUJILLO NORTE MOTIL REP REP HIDRANDINA HIDRANDINA L 1118 TRUJILLO NORTE SANTIAGO DE CAO REP REP HIDRANDINA HIDRANDINA L 1117 TRUJILLO NORTE EL PORVENIR REP REP HIDRANDINA HIDRANDINA L 1111 CHIMBOTE 1 CHIMBOTE SUR REP REP HIDRANDINA HIDRANDINA HIDRANDINA L 1108 CHIMBOTE 1 CHIMBOTE NORTE REP REP HIDRANDINA HIDRANDINA L 1116 CHIMBOTE 1 SANTA REP REP HIDRANDINA HIDRANDINA L 6682 HUALLANCA PAMPA EGENOR EGENOR HIDRANDINA HIDRANDINA L 6678 HUALLAN STA CRUZ EGENOR EGENOR HSC HSC L 1131 HUALLAN K. AYLLU HIDRANDINA EGENOR ATN ATN L 1132 KIMAN AYLLU SIHUAS HIDRANDINA EGENOR HIDRANDINA HIDRANDINA Tabla 2 16 Empresas propietarias y operadoras de líneas de transmisión EMPRESA CÓDIGO SUBESTACIÓN NIVEL DE TENSIÓN KV CELDA PRIMARIO CELDA SECUNDARIO PROPIETARIO OPERADOR PROPIETARIO OPERADOR T CHIMBOTE 1 220/138/13,8 REP REP REP REP REP T T TRUJILLO NORTE 220/138/10 REP REP REP REP T T TRUJILLO NORTE 138/24/10,5 REP REP REP REP ATN AUT 501 KIMAN AYLLU 220/138/10 ATN ATN ATN ATN CTM AT CHIMB. NUEVA 500/220/33 CTM REP CTM REP AT TRU. NUEVA 500/220/33 CTM REP CTM REP CONENHUA T1 TD3LF CAJAM. NORTE 220/60/10 CONENHUA CONENHUA CONENHUA CONENHUA AT CHIMBOTE 1 220/138/13,8 EGENOR REP REP REP EGENOR T11 HUALLANCA 138/66/5,4 EGENOR EGENOR EGENOR EGENOR Tabla 2 17 Empresas propietarias y operadoras de equipos de transformación

30 3. NUEVAS INSTALACIONES Y/O RETIRO DE EQUIPOS DEL ÁREA NORTE PARA EL AÑO CENTRALES DE GENERACIÓN FECHA PROYECTO MW ABRIL RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN PLANTA TALARA DUAL D2/GAS NATURAL EEPSA 183 MAYO C.H. LAS PIZARRAS EMPRESA ELÉCTRICA RIO DOBLE 18 OCTUBRE RETIRO DE LA C.T. DE EMERGENCIA PIURA ELECTROPERÚ (OPERACIÓN COMERCIAL HASTA EL 30/09/2013) 80 NOVIEMBRE CENTRAL EÓLICA CUPISNIQUE ENERGÍA EÓLICA 80 NOVIEMBRE CENTRAL EÓLICA TALARA ENERGÍA EÓLICA 30 Tabla 3 1 Fecha prevista de entrada y/o retiro de operación comercial de centrales de generación 3.2 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN FECHA ABRIL MAYO JULIO PROYECTO L.T. 220 KV PIURA OESTE TALARA DE 180 MVA (SEGUNDO CIRCUITO) Y SSEE ASOCIADAS SE KIMAN AYLLU: TRANSFORMADOR 10/60 KV 15/18 MVA ONAN/ONAF SE CAJAMARCA NORTE: TRANSFORMADOR220/60/10 KV 60/75 MVA ONAN/ONAF NOVIEMBRE REPOTENCIACIÓN DE LA LT 220 KV PIURA OESTE TALARA (EXISTENTE) DE 152 A 180 MVA Tabla 3 2 Fecha prevista de puesta en servicio de líneas de transmisión y equipos de transformación 3.3 EQUIPOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA FECHA PROYECTO NOVIEMBRE INSTALACIÓN DE UN BANCO DE CAPACITORES DE 20 MVAR EN LA BARRA DE 60 KV DE LA S.E. PIURA OESTE Tabla 3 3 Fecha prevista de puesta en servicio de equipos de compensación reactiva

31 4. COMUNICACIONES DE VOZ ENTRE CENTROS DE CONTROL LUEGO DE UN COLAPSO PARCIAL O TOTAL 4.1 IMPORTANCIA DE LAS COMUNICACIONES DURANTE UN COLAPSO PARCIAL O TOTAL DEL SEIN Las consecuencias económicas y sociales de un colapso parcial o total del SEIN son de alto impacto para la sociedad, en ese sentido, es muy importante disponer de medios de comunicación redundantes y de alta disponibilidad entre los Centros de Control de los Agentes y el Centro de Control del con el fin de tener una rápida capacidad de respuesta frente a este evento; esto implica realizar un diagnóstico rápido de las condiciones operativas del SEIN post evento, así como dar las instrucciones operativas a las centrales con arranque en Black Start con el fin de reponer el servicio en el menor tiempo técnicamente posible. El Centro de Control del () y el Centro de Control de REP son los únicos Centros de Control que disponen de las señales necesarias del sistema de transmisión del área Norte para determinar si ha ocurrido un colapso parcial o total en dicha zona. Dada la importancia fundamental de la disponibilidad de los medios de comunicación durante el proceso de restablecimiento, es imperativo que, durante esta fase, las comunicaciones de voz entre el Centro de Control del y el Centro de Control de los Agentes sean realizadas única y exclusivamente a requerimiento del Centro de Control del cuando este así lo considere necesario, excepcionalmente, un Agente podrá establecer comunicación si la información que proporcionará está relacionada con la causa de la falla. Los Centros de Control de los Agentes deberán evitar establecer comunicación con el Centro de Control del con el fin de conocer la causa y/o consecuencias de la falla. 4.2 MEDIOS DE COMUNICACIÓN DEL CENTRO DE CONTROL DEL El Centro de Control del dispone de los siguientes medios de comunicación con los Agentes del SEIN: Medios de comunicación principales

32 Se cuenta con cuatro líneas telefónicas IP que utilizan la red pública de comunicaciones las cuales son usadas para coordinar la operación del SEIN las 24 h de cada día. Medio de comunicación de respaldo I Compuesto por dos números telefónicos analógicos que utilizan la red pública de comunicaciones, los cuales son usados cuando el medio de comunicación principal esta inoperativo. Medio de comunicación en emergencia Compuesto por sistema digital punto a punto, de tecnología IP el cual usa la Red IP del SEIN (red privada), y es usado solo en caso de emergencia, cuando no están disponibles ni el medio de comunicación principal ni el medio de comunicación de respaldo. Las empresas que actualmente tienen este tipo de comunicación con el Centro de Control del son doce (12) y son: REP, EDEGEL, LUZ DEL SUR, EGASA, EGEMSA, ELECTROPERÚ, SHOUGESA, KALLPA, REDESUR, ENOSA, ENERSUR y EDELNOR. Adicionalmente, también se cuenta con número telefónico celular el cual es usado en casos de emergencia. Dado que normalmente, el medio de comunicación de emergencia no es usado en forma continua, es necesario que el Centro de Control del realice pruebas periódicas de este medio de comunicación con el fin verificar su disponibilidad, en caso de detectarse alguna deficiencia, deberá comunicarlo a la empresa propietaria con el fin de solucionar el problema a la brevedad posible.

33 5. PLAN DE RESTABLECIMIENTO DEL 5.1 CRITERIOS GENERALES El proceso de recuperación es dirigido y supervisado por el Coordinador del SEIN, desde el Centro Coordinador de la Operación del SEIN () en coordinación con los Centros de Control o Supervisores Responsables de las empresas involucradas. Luego de haber ocurrido una perturbación, es importante determinar su origen, razón por la cual se debe verificar y confirmar con el sistema SCADA y los Centros de Control de las empresas involucradas, los interruptores que han abierto automáticamente. De ser necesario, se solicitará la señalización de los relés de protección en las instalaciones que han quedado desconectadas. Luego de haber ocurrido una perturbación, es importante conocer el estado de la red post-falla, una vez que ha concluido el estado de emergencia y el sistema nuevamente ha quedado en estado estacionario, pero con restricciones significativas del suministro, es importante conocer como ha quedado el SEIN antes de iniciar cualquier maniobra de recuperación, esto facilita la toma de acciones para restablecer el suministro en el menor tiempo posible, reduciendo el impacto de la falla. Luego de haber ocurrido una perturbación, es importante conocer la disponibilidad de los equipos fallados y de las unidades de generación, una vez que se ha determinado el equipo fallado se deberá verificar, con el Centro de Control de la empresa propietaria o con la empresa que realiza la operación, la disponibilidad del equipo fallado, para considerarlo en el proceso de recuperación o posponer su inclusión hasta que esté disponible. También, se deberá verificar la disponibilidad de generación en las unidades hidráulicas y térmicas de las áreas operativas correspondientes. Luego de un colapso parcial, es importante verificar que la tensión y frecuencia se encuentren en los rangos de operación normal. Es necesario tener disponibilidad de generación rotante para poder iniciar el Restablecimiento. Luego de verificar el estado de la red post-falla, las empresas propietarias procederán a abrir los interruptores de los equipos que han quedado desenergizados, las maniobras para abrir los interruptores deben desarrollarse optimizando el número de maniobras de cerrar y abrir (por ejemplo, no se debe abrir los interruptores de los

34 reactores y líneas que se conectan en serie), la ejecución de varias maniobras puede ocasionar el agotamiento de los servicios auxiliares de la subestación y dejar inoperativos los equipos. Se debe tener en cuenta la rapidez en la toma de acción para normalizar los suministros interrumpidos, para lo cual se debe priorizar las maniobras que tomen el menor tiempo para energizar las instalaciones afectadas, ya sea con la central de generación más cercana al área involucrada o desde el SEIN a través de la red de transmisión. Se debe de tener en cuenta la seguridad en las maniobras de recuperación de cargas, los bloques de carga que se decidan conectar dependen de la capacidad de generación y de la frecuencia del sistema aislado. Es recomendable que la central o grupo asignado a regular la frecuencia establezca el regulador de velocidad en el modo de control isócrono y de no ser posible trabajar en este modo, se optará por el modo de control manual. Se recomienda operar manteniendo una frecuencia ligeramente superior a la nominal del SEIN (ejemplo 60.2 Hz), para evitar que al momento de conectarse una carga esta descienda a valores que provoquen la actuación de los relés de rechazo de carga por mínima frecuencia. En la normalización del suministro de sistemas aislados, lo más apropiado es conectar gradualmente las cargas en bloques máximos de acuerdo a la rampa de toma de carga de cada unidad generadora, de manera coordinada con los Agentes. El conectar bloques de carga superiores, puede originar la salida del servicio de las unidades de generación, por efectos de la fluctuación de frecuencia y/o tensión, lo cual haría que el proceso de normalización del suministro vuelva a cero, retardando así el tiempo de normalización. El lenguaje de operación en tiempo real entre el Coordinador y los integrantes, debe ser único de acuerdo al Protocolo de Comunicaciones de Voz existente; las órdenes impartidas deben ser claras y precisas, lo que facilitará una coordinación adecuada durante el proceso de normalización del suministro. Se debe tener en cuenta el factor económico durante el proceso de restablecimiento, considerando que el costo de falla (interrupción de suministros) es muy superior al costo variable de cualquier central térmica. No transgredir los parámetros de operación establecidos en la NTCSE, respecto a las variables de frecuencia y tensión. Especialmente el valor de la Integral de Variación Diaria de Frecuencia (IVDF).

35 Conformación de sistemas que operen en aislado, a partir de unidades que posean un mecanismo de arranque en Black Start. Estas pueden desarrollar áreas autónomas que luego pueden integrarse entre sí, lo cual permitirá reducir el tiempo de recuperación. Durante el proceso de recuperación de cargas, se deberán conectar preferentemente los alimentadores que tienen instalados relés de mínima frecuencia; esto debido a que si ocurre una desconexión indeseada de una unidad de generación durante el proceso de restablecimiento, se pueda recuperar la frecuencia del sistema aislado en forma automática. Deberá evitarse conectar cargas tales como hornos de arco de las acerías (Sider Perú, Aceros Arequipa), o cualquier otra que tenga variaciones rápidas de potencia (en escalón), con el fin de no degradar la capacidad de regulación de frecuencia del sistema aislado. Las empresas de distribución de energía, deberán priorizar la reconexión de las cargas esenciales (hospitales, aeropuertos, edificios públicos, bomberos, etc.), los cuales son definidas por Osinergmin. Cuando se produzca un racionamiento programado o un rechazo manual de carga en el SEIN producto de una falla, las coordinaciones para iniciar la disminución de carga y, posteriormente, las coordinaciones para la recuperación de la carga de los Usuarios Libres que están obligados a tener un Centro de Control (numeral de la NTOTR) deberá ser coordinada directamente entre el Coordinador y los Usuarios Libres involucrados. En caso esta comunicación no sea posible realizarla por algún motivo justificado, el Coordinador podrá realizar las coordinaciones a través de su(s) suministrador(es). Para los Usuarios Libres exceptuados de tener un Centro de Control, las coordinaciones podrán ser realizadas en forma directa entre el Coordinador y el Usuario Libre o entre el Coordinador y el/los (s) suministrador(es) de energía. Luego de producido un colapso parcial o total del área Norte, el Coordinador evaluará la oferta de generación disponible y priorizará el abastecimiento a los Usuarios Regulados; luego, en caso hubiese Usuarios Libres sin suministro de energía y no sea posible el suministro del 100% de su carga, evaluará la oferta disponible y podría autorizar la reconexión de carga de hasta el 10 % de su máxima demanda para la alimentación de sus instalaciones críticas o servicios auxiliares.

36 Posteriormente, el Coordinador autorizará la reconexión del resto de la carga conforme se normalice la oferta de generación. 5.2 CRITERIOS ESPECIFICOS En caso que hubiese un colapso de la zona Norte y los cuellos muertos de la línea L-2280 en la torre T-116 estuviesen cerrados, lo cual indicaría que está vigente el Acuerdo Operativo entre Perú y Ecuador, la recuperación de la S.E. Zorritos se realizará de acuerdo a lo establecido en dicho Acuerdo Operativo. Ante un colapso total del área operativa Norte, las unidades de las.hh. Cañón del Pato y Carhuaquero podrían quedar girando en vacío, lo que facilita la recuperación de las cargas de Huallanca, Chimbote 1 y Chiclayo Oeste. También, puede darse el caso que la protección de las unidades dé la orden de parada y las unidades queden bloqueadas, lo cual puede indisponer las unidades un tiempo aproximado de entre 30 a 45 minutos. La C.H. Carhuaquero debe variar previamente el estatismo de las unidades cuando va operar en sistema aislado. Durante el proceso de restablecimiento del sistema aislado Zorritos, la C.T. Tumbes deberá operar con combustible diésel debido a que el proceso de conexión de carga del sistema aislado es lento y cada grupo empieza a operar con combustible residual cuando su generación es superior a 5 MW.

37 5.3 PLAN DE RESTABLECIMIENTO EN CASO DE UN COLAPSO TOTAL Y/O PARCIAL DEL ÁREA NORTE Luego de producirse un colapso parcial y/o total del área Norte, la estrategia de recuperación de suministros consistirá en la formación de sistemas aislados en las áreas operativas que cuentan con centrales de generación con capacidad de arranque en Black Start, en forma simultánea, dependiendo de la configuración post-evento se podría recuperar algunas áreas operativas desde el SEIN. Para la formación de los sistemas aislados, el coordinará el arranque en Black Start de las centrales de generación; a continuación, las empresas involucradas deberán realizar en forma coordinada las maniobras indicadas en el presente Plan de Restablecimiento con el fin de tener autonomía y poder disminuir los tiempos de interrupción de suministros FORMACIÓN DE SISTEMAS AISLADOS A) ÁREA OPERATIVA N 1. NORMALIZACIÓN DE LA S.E. ZORRITOS Una vez identificado la situación de colapso parcial o total del área norte por el, se procederá a coordinar con el -ELP el arranque en Black Start de la C.T. Tumbes. Los Centros de Control de las empresas involucradas en las maniobras: REP, ELECTROPERÚ y ENOSA (operador de ADINELSA) deberán verificar que los interruptores de los equipos de su propiedad que hayan quedado desenergizados estén en posición abierto, de tal manera que solo se energice el equipo sobre el cual se están haciendo maniobras. Los Centros de Control deberán coordinar la energización de los equipos con las demás empresas involucradas en la maniobra. El Centro de Control de ENOSA deberá informar al Centro de Control de ELECTROPERÚ la carga a conectar durante el proceso de recuperación de carga en sistema aislado; luego de recibir la autorización del Centro de Control de ELECTROPERÚ, procederá a conectar la carga interrumpida. La secuencia de maniobras prevista para la formación de este sistema aislado es la siguiente:

38 01 COORDINAR CON EL -ELP, EL ARRANQUE EN BLACK START DE LA C.T. TUMBES PARA OPERAR EN SISTEMA AISLADO CON LA CARGA DE LA S.E. ZORRITOS. INDICAR QUE DEBERÁN REGULAR LA FRECUENCIA DEL SISTEMA AISLADO Y MANTENERLA DENTRO DEL RANGO DE 60 +/ HZ. 02 -ELP 03 -ELP 04 -ELP 05 -ELP 06 -ELP 07 -REP 08 -ELP 09 -ENO 10 -REP INFORMAR AL -ENO Y -REP QUE SE PROCEDERÁ A FORMAR EL SISTEMA AISLADO DE LA S.E. ZORRITOS. PROCEDERÁ AL ARRANQUE DE UNA UNIDAD CON EL INTERRUPTOR DE 10 KV DEL TRANSFORMADOR 60/33/10 KV EN POSICIÓN CERRADO (ENERGIZACIÓN GRADUAL) COORDINAR CON EL -REP LA ENERGIZACIÓN DE LA BARRA DE 60 KV DE LA S.E. ZORRITOS MEDIANTE LA CONEXIÓN DE LA LÍNEA L-6666 (C.T. TUMBES S.E. ZORRITOS) LUEGO DE HABER RECIBIDO LA AUTORIZACIÓN DEL -REP, CERRAR EL INTERRUPTOR DE LA LÍNEA L-6666 (C.T. TUMBES S.E. ZORRITOS) EN LA C.T. TUMBES INFORMAR AL -REP QUE LA LÍNEA L-6666 ESTA ENERGIZADA DESDE LA C.T. TUMBES Y SOLICITAR AL -REP LA ENERGIZACIÓN DE LA BARRA DE 60 KV DE LA S.E. ZORRITOS. ENERGIZAR LA BARRA DE 60 KV DE LA S.E. ZORRITOS. CONFIRMAR AL - ELP DE LA REALIZACIÓN DE ESTA MANIOBRA INFORMAR AL -ENO QUE LA BARRA DE 60 KV DE LA S.E. ZORRITOS ESTA ENERGIZADA COORDINAR CON EL -REP, LA ENERGIZACIÓN DE LA LÍNEA L-6665 (S.E. ZORRITOS S.E. TUMBES) ENERGIZAR LA LÍNEA L-6665 (S.E. ZORRITOS S.E. TUMBES) DESDE LA S.E. ZORRITOS. CONFIRMAR AL -ENO LA REALIZACIÓN DE ESTA MANIOBRA 11 -ENO ENERGIZAR EL TRANSFORMADOR 60/33/10 KV DE LA S.E. TUMBES 12 -ENO 13 -ELP COORDINAR CON EL -ELP, LA RECUPERACIÓN DE LA CARGA DE LA S.E. TUMBES, S.E. PUERTO PIZARRO Y LA S.E. ZARUMILLA EN FORMA GRADUAL DE ACUERDO A LA OFERTA DE GENERACIÓN. SE CONECTARÁ CARGA EN BLOQUES DE 1 MW COMO MÁXIMO EN FORMA COORDINADA CON EL -ELP DE ACUERDO A LA OFERTA DE GENERACIÓN. COORDINAR CON EL -REP, LA ENERGIZACIÓN DE LA LÍNEA L-6664 (S.E. ZORRITOS-S.E. MÁNCORA)