INFORME TÉCNICO...El CC-KLP 1 desconectó manualmente la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, con una...

INFORME TÉCNICO

COES/D/DO/SEV/IT-021-2014

EVENTO : Desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa

FECHA : 24.02.2014

HORA : 10:26:58 h

1. DESCRIPCIÓN DEL EVENTO

El CC-KLP1 desconectó manualmente la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, con una generación de 136,70 MW, durante el proceso de disminución de su generación de 160,00 MW a 100,00 MW solicitado por su titular. De acuerdo a lo informado por la empresa KALLPA GENERACIÓN S.A., titular de la central, se debió, a una fuga de aceite en el sistema de lubricación.

Como consecuencia, la frecuencia del SEIN disminuyó de 60,228 Hz a 59,582 Hz, asimismo, la unidad TV de la C.T. Kallpa inició la disminución de su generación de 274,40 MW a 193,00 MW, causando la disminución de la frecuencia del SEIN hasta 59,023 Hz, con lo cual se registró la activación del Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) que interrumpió una carga de 82,39 MW.

A las 10:27 h debido que la frecuencia del SEIN estaba en 59,325 Hz producto del déficit de generación, el CCO-COES2 coordinó el arranque de la unidad TG5 de la C.T. Reserva Fría Malacas. Asimismo, a las 10:34 h el CCO-COES coordinó un rechazo manual de carga entre las empresas Edelnor y Luz del Sur, interrumpiéndose una carga total de 57,45 MW,.

A las 10:44 h, se conectó al SEIN el grupo G1 de la C.H. El Platanal, después de culminar su mantenimiento programado. A las 10:51 h, se conectó al SEIN la unidad TG5 de la C.T. Reserva Fría Malacas, con lo cual, a las 10:55 h se inició la normalización total de los suministros interrumpidos.

A las 13:24 h, en servicio la unidad TG1 de la C.T. Kallpa.

2. CONDICIONES DEL SISTEMA PREVIAS AL EVENTO

2.1 Centros de generación involucrados:

N° Central Unidades Potencia

Activa (MW)

Potencia Reactiva (MVAr)

1 C.T. Kallpa

TG1 136,70 22,30

TG2 177,40 60,80

TG3 182,10 58,20

TV 274,40 52,20

1 CC-KLP: Centro de control de KALLPA 2 CCO-COES: Centro de coordinación de operaciones del COES-SINAC

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Elaborado : Denis Toro/ Humberto Galoc Página 2 de 28 Revisado : Juan Natividad VºBº : Alex León

3. SECUENCIA CRONOLÓGICA DE EVENTOS

HORA S.E. DESCRIPCIÓN

10:23 CC-KLP3 Indicó al CCO-COES que bajaría la generación de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa por fuga de aceite. El CCO-COES coordinó disminuir la generación de 160,00 a 100,00 MW.

10:26:58 CC-KLP Desconectó la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, mediante el botón de parada de emergencia local para garantizar la integ ridad de la unidad.

10:27 CCO-COES Coordinó con el CC-EEP4 arrancar la unidad TG5 de la C.T. Reserva Fría Malacas.

10:27 CC-KLP Informó al CCO-COES sobre la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa e indicó que la unidad TV bajaría una potencia de 20,00 MW a 30,00 MW lentamente.

10:27 CCO-COES Coordinó con el CC-EEP arrancar la unidad TG1 de la C.T. Malacas.

10:28 CCO-COES Coordinó con el CC-SNP5 subir a máxima generación la C.H. Gallito Ciego.

10:29 CCO-COES Coordinó con el CC-EGN6 subir a máxima generación sin reserva las CC.HH. Carhuaquero y Cañón del Pato.

10:29 Se produjo el incremento de carga de acuerdo a su proceso internos del usuario libre Aceros Arequipa.

10:30 CCO-COES Coordinó con el CC-EGA7 subir a máxima generación sin reserva la C.H. Charcani V.

10:30 SEIN Se activó el Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF).

10:31 CCO-COES Se comunicó con el CC-EDN8 para realizar un rechazo manual de carga. Sin embargo, el CC-EDN indicó que tenía 8 alimentadores interrumpidos por mínima frecuencia.

10:32 CC-ELN9 Informó al CCO-COES la interrupción de 4,00 MW de carga.

10:32 CC-LDS10 Informó al CCO-COES la interrupción de 20,00 MW de carga aproximadamente.

10:33 CC-ESE11 Informó al CCO-COES la interrupción de 1,50 MW de carga.

10:33 CC-EDN12 Informó al CCO-COES la interrupción de 16,00 MW de carga aproximadamente. El CCO-COES le indicó no recuperar carga.

10:34 CC-ENO13 Informó al CCO-COES la interrupción de 3,50 MW de carga. 10:34 CC-YAN14 Informó al CCO-COES la interrupción de 0,80 MW de carga.

10:34 CCO-COES Coordinó con el CC-EDN realizar un rechazo manual d e carga de 30,00 MW de sus suministros.

10:34 CCO-COES Coordinó con el CC-LDS realizar un rechazo manual d e carga de 30,00 MW de sus suministros.

10:35 CC-APU15 Informó al CCO-COES que tuvo interrupción de sus suministros.

10:35 CCO-COES Coordinó con el CC-ELP16 subir a máxima generación sin reserva la C.H. Santiago Antúnez de Mayolo.

10:37 CCO-COES Coordinó con el CC-ENS17 subir a máxima generación sin reserva la C.T. Ilo 2 y la C.H. Yuncán.

3 CC-KLP: Centro de control de KALLPA GENERACIÓN 4 CC-EEP: Centro de control de EEPSA 5 CC-SNP: Centro de control de SN POWER 6 CC-EGN: Centro de control de EGENOR 7 CC-EGA: Centro de control de EGASA 8 CC-EDN: Centro de control de EDELNOR 9 CC-ELN: Centro de control de ELECTRO NORTE 10 CC-LDS: Centro de control de LUZ DEL SUR 11 CC-ESE: Centro de control de ELECTRO SUR ESTE 12 CC-EDN: Centro de control de EDELNOR 13 CC-ENO: Centro de control de ELECTRO NOR OESTE 14 CC-YAN: Centro de control de YANACOCHA 15 CC-APU: Centro de control de MINERA APUMAYO 16 CC-ELP: Centro de control de ELECTROPERÚ

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10:38 CCO-COES Reiteró al CC-EDN el rechazo manual de carga de 30,00 MW.

10:38 CCO-COES Reiteró al CC-EEP la orden de arranque de la unidad TG5 de la C.T. Malacas y le indicó que la unidad TG1 de la C.T. Malacas debía subir a máxima generación.

10:38 CCO-COES Solicitó al CC-CPS18 información sobre el mantenimiento del grupo G1 de la C.H. Platanal y le indicó que apenas termine el mantenimiento sincronice con el SEIN.

10:39 CCO-COES Reiteró al CC-LDS el rechazo manual de carga de 30,00 MW.

10:40 CCO-COES Coordinó con el CC-SNP subir a máxima generación la C.H. Cahua.

10:41 CC-CHN19 Informó al CCO-COES que tuvo interrupción de sus suministros. El CCO-COES le indicó no recuperar carga.

10:41 CCO-COES Coordinó con el CC-AAR 20 no tomar carga con sus hornos durante por lo menos 15 minutos y quedarse con su carga de 90,00 MW.

10:41 CC-MCV21 Informó al CCO-COES la interrupción de 15,00 MW de carga.

10:41 CC-MCV

Informó al CCO-COES que reduciría su carga de 100,00 MW a 50,00 MW, por mantenimiento correctivo interno y propuso al CCO-COES normalizar sus suministros interrumpidos por activación del ERACMF compensando esta carga con su bajada por mantenimiento.

10:42 CCO-COES Indicó al CC-KLP que sus clientes libres aún no podían recuperar su carga interrumpida.

10:44 CC-CMA22 Informó la interrupción la interrupción de 1,80 MW de carga.

10:44 Platanal El grupo G1 de la C.H. Platanal sincronizó con el S EIN.

10:44 CC-LDS

Informó al CCO-COES que habían realizado un rechazo manual de carga de 34,00 MW aproximadamente. El CCO-COES le indicó que estaban esperando el ingreso de generación y que le devolverían la llamada para recuperar sus suministros interrumpidos por ERACMF y por rechazo manual de carga.

10:44 CC-CHN Indicó al CCO-COES que el alimentador en el que se activó la 7° etapa del ERACMF estaba sin carga.

10:47 CC-HUA23 Informó al CCO-COES la interrupción de 3,70 MW de carga.

10:45 CC-CPS Informó al CCO-COES que el grupo G1 de la C.H. Platanal se había sincronizado con el SEIN.

10:45 CC-LDS Informó al CCO-COES que se hizo efectivo el rechazo manual de carga con un total de 34,00 MW.

10:46 CCO-COES Coordinó con el CC-ELP normalizar la RPF de la C.H. Santiago Antúnez de Mayolo.

10:46 CC-ELC24 Informó al CCO-COES la interrupción de 3,50 MW de carga. El CCO-COES le indicó no recuperar carga.

10:47 CCO-COES Coordinó con el CC-EGN normalizar la RPF de la C.H. Carhuaquero.

10:49 CC-EDN Informó al CCO-COES que se había hecho efectivo el corte de suministros con un total de 20,00 MW. Se reiteró al CC-EDN completar el rechazo manual de carga de 30,00 MW.

10:50 CC-EDN Informó al CCO-COES que se había hecho efectivo el corte de suministros con un total de 30,00 MW.

10:50 CCO-COES Coordinó con el CC-EGN normalizar la RPF de la C.H. Cañón del Pato.

10:51 Malacas Se sincronizó la unidad TG5 de la C.T. Reserva Fría Malacas con el SEIN.

17 CC-ENS: Centro de control de ENERSUR 18 CC-CPS: Centro de control de CELEPSA 19 CC-CHN: Centro de control de CHINALCO 20 CC-AAR: Centro de control de ACEROS AREQUIPA 21 CC-MCV: Centro de control de MINERA CERRO VERDE 22 CC-CMA: Centro de control de MINERA ANTAMINA 23 CC-HUA: Centro de control de PAN AMERICAN SILVER - HUARÓN 24 CC-ELC: Centro de control de ELECTRO CENTRO

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10:54 CC-EEP Informó al CCO-COES que la unidad TG5 de la C.T. Reserva Fría Malacas sincronizó con el SEIN. El CCO-COES coordinó subir a plena generación la unidad.

10:55 CCO-COES Coordinó con el CC-LDS normalizar el total de sus s uministros interrumpidos.

10:55 CCO-COES Coordinó con el CC -EDN normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

10:55 CCO-COES Coordinó con el CC-ESE normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

10:55 CCO-COES Coordinó con el CC-ENO normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

10:56 CCO-COES Coordinó con el CC-ELN normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

10:56 CCO-COES Coordinó con el CC-SEA25 normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

10:57 CCO-COES Coordinó con el CC-ELC normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

10:58 CC-HID26 Informó al CCO-COES que no tuvo suministros interrumpidos por actuación del ERACMF.

11:00 CCO-COES Coordinó con el CC-ENS normalizar el total de los suministros interrumpidos de sus Clientes Libres.

11:00 CCO-COES Coordinó con el CC-APU normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11:01 CCO-COES Coordinó con el CC-CMA normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11:01 CCO-COES Coordinó con el CC-YAN normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11:01 CCO-COES Coordinó con la minera Huaron normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11:02 CCO-COES Coordinó con el CC-CON27 normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11:04 CCO-COES Coordinó con el CC-KLP normalizar el total de los suministros interrumpidos de sus clientes libres.

11:05 CCO-COES Coordinó con Molicop normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11:05 CCO-COES Coordinó con CC-CHN normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

11:14 CC-CAN28 Informó al CCO-COES la interrupción de 0,73 MW de su carga por activación del ERACMF. El CCO-COES coordinó normalizar el total de sus suministros interrumpidos.

12:44 CC-KLP Declaró la disponibilidad de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, después de realizar el cambio de sello y de reponer el nivel de aceite.

13:24 Kallpa Se sincronizó la unidad TG1 de la C.T. Kallpa con el SEIN.

(*): Las horas son secuenciales y aproximadas en base a la información disponible

4. SEÑALIZACIÓN DE LAS PROTECCIONES

No fueron reportados.

5. CONTADOR DE INTERRUPTORES

No fueron reportados.

25 CC-SEA: Centro de control de SEAL 26 CC-HID: Centro de control de HIDRANDINA 27 CC-CON: Centro de control de CONDESTABLE 28 CC-CAN: Centro de control de UNACEM

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6. ANÁLISIS DEL EVENTO

Antecedentes:

6.1 A las 10:22 h, se produjo una fuga de aceite en el sistema de lubricación por la tapa del filtro N°2 de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, debido a que la presión había roto el sello.

6.2 A las 10:23 h, el CC-KLP informó al CCO-COES sobre la fuga de aceite y que bajaría la generación de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa. El CCO-COES coordinó con el CC-KLP disminuir la generación de la unidad TG1 de 160,00 MW a 100,00 MW.

Análisis del evento:

6.3 A las 10:26:58 h, el CC-KLP desconectó la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, mediante el botón de parada de emergencia local (ver Figura 1), para garantizar la integridad de la unidad, de acuerdo con lo informado por la empresa Kallpa Generación S.A., titular de la central.

La desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa se produjo cuando se encontraba generando 136,70 MW (ver Figura 2) y se encontraba en servicio por pruebas de ciclo combinado con las unidades TG2, TG3 y TV. Asimismo, al momento de la desconexión de la unidad TG1, la unidad TV de la C.T. Kallpa se encontraba con una generación de 274,40 MW (ver Figura 3).

Figura 1. Listado de alarmas de la C.T. Kallpa (Fuente: KALLPA).

Figura 2. Perfil de potencia activa de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa (Fuente: SCADA-COES).

Desconexión de la unidad TG1

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Figura 3. Perfil de potencia activa de la unidad TV de la C.T. Kallpa (Fuente: SCADA-COES).

6.4 Como consecuencia de la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, la

frecuencia en el SEIN disminuyó de 60,228 Hz a 59,578 Hz (ver Figura 4). Seguidamente al perderse vapor de la unidad TG1, como consecuencia la unidad TV de la C.T. Kallpa inició la disminución gradual de generación desde 274,40 MW.

6.5 A las 10:30:01 h, la frecuencia en el SEIN se encontraba en 59,671 Hz producto del déficit de generación en el SEIN y al haber actuado la RPF. Luego, a las 10:31 h, se produjo el incrementó normal de demanda del usuario libre Aceros Arequipa, lo cual hizo activar el Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF), originando la interrupción total de 82,39 MW.

Desde la desconexión de la unidad TG1 hasta la activación del ERACMF, la unidad TV de la C.T. Kallpa había disminuido su generación en 62,60 MW (ver Figura 4). Además, en el periodo de disminución de frecuencia, entre las 10:30 h y 10:31 h, se registró una variación (incremento) de 68,61 MW de carga del usuario libre Aceros Arequipa (ver Figura 5). Por otro lado, el usuario libre Sider Perú había iniciado su proceso de toma de carga a las 10:29 h y hasta la activación del ERACMF había incrementado su carga en 23,86 MW (ver Figura 5). Considerando que la variación de carga de estos usuarios libres es normal de acuerdo a sus procesos internos, estos no serán considerados como responsables de la activación del ERACMF; ya que en ese momento ya no había reserva primaria para atender las variaciones de carga debido a las desconexiones de generación.


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Figura 4. Frecuencia de las SS.EE. Chiclayo, San Juan, Socabaya y Dolorespata (Fuente: GPS –

COES) y perfil de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa (Fuente: SCADA – COES).

Figura 5. Frecuencia de la S.E. San Juan (Fuente: GPS – COES) y perfil de carga de Aceros

Arequipa y Sider Perú (Fuente: SCADA – COES).

Evaluación de los rechazos manuales de carga

6.6 A las 10:34 h, después de 7 minutos de la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, aún durante el proceso de disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa y cuando la frecuencia se encontraba disminuyendo, el CCO-COES coordinó realizar el rechazo de manual de carga de 30,00 MW con el CC-EDN y 30,00 MW con el CC-LDS.

Asimismo, a las 10:36 h cuando la unidad TV se encontraba disminuyendo su generación, la frecuencia del SEIN fue de 59,225 Hz; lo cual evidencia que, a pesar de la interrupción de suministros con un total de 82,39 MW, por la activación el ERACMF,

59,578 Hz

Desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa

62,60 MW

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el rechazo manual de carga solicitado por el CCO-COES fue necesario. Por lo tanto, la interrupción por rechazo manual de carga y la interrupción de suministros interrumpidos por la activación del ERACMF fueron como consecuencia de la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa y la disminución de generación de la TV de la C.T. Kallpa.

6.7 La empresa Edelnor ejecutó un rechazo manual de carga de 23,21 MW entre sus clientes regulados con lo cual ejecutó el 77,37 % de la magnitud solicitada. Por ende, se considera que no cumplió con el rechazo manual de carga al no superar el 95% de la magnitud solicitada, de acuerdo a la evaluación del Procedimiento Técnico del COES PR-16.

6.8 La empresa Luz del Sur ejecutó un rechazo manual de carga de 34,24 MW entre sus clientes regulados y los clientes libres de otras empresas, con lo cual, pese a haber cumplido con el rechazo manual de carga (> 95%), no cumplió con lo solicitado por el CCO-COES, que fue, el rechazar carga correspondiente a sus suministros. Al respecto, Luz del Sur manifestó en la reunión del CTAF del 07.03.2014, que en este evento, optó por privilegiar a la carga regulada.

6.9 Por lo tanto, siendo el rechazo manual de carga una acción necesaria para mejorar la frecuencia debido al déficit de generación en el SEIN, este déficit se produjo por la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa y la disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa.

6.10 A las 10:51 h, se conectó al SEIN la unidad TG5 de la C.T. Malacas, con lo cual, a las 10:55 h se iniciaron las coordinaciones para la normalización de los suministros interrumpidos

Evaluación de la actuación del ERACMF

6.11 Para verificar la operación de los relés de mínima frecuencia, se tiene en cuenta lo siguiente:

• La tolerancia de sus unidades de medida de frecuencia de los relés, cuyos valores típicos oscilan en ± 10 mHz. Esto implica que la activación de los relés no se da para la frecuencia exacta de ajuste, sino que ocurre dentro de un intervalo de frecuencia dado por la tolerancia del relé.

• La ubicación del equipo de medida de la frecuencia para la evaluación, ya que normalmente está alejado de la carga.

Por este motivo, se considera válido que en los límites de los umbrales de frecuencia algunos relés se activen y otros no lo hagan.

6.12 La evaluación del Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) se realizó con la frecuencia de los GPS de las SS.EE. Chiclayo, San Juan, Socabaya y Dolorespata (ver Figuras 6, 7, 8 y 9). En la Tabla 1, se muestran las etapas que superan los ajustes del ERACMF para cada umbral de frecuencia, de acuerdo a los ajustes del Estudio de Rechazo de Carga y Generación del año 2014 (ver Tablas 2, 3, 4 y 5).

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Tabla 1. Registro de evaluación del comportamiento de la frecuencia y su derivada para cada zona (formato F9 del procedimiento del ERACMF de Osinergmin)

Zona

Niveles de frecuencia Duración del nivel f Actuación

Zona

Niveles de gradiente Duración gradiente Actuación

Etapa Nivel de f t inicio t fin Duración de la

Etapa Arranque Nivel de t inicio t fin Duración de la

(Hz) (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) etapa (Hz) gradiente de f (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) (hh:mm:ss) etapa

1ra f ≤ 59,0 10:30:38.533 10:30:38.716 00:00:00.183 f* 1ra ≤ 59,8 f' ≤ -0,75 Hz/s -- -- --

2da f ≤ 58,9 -- -- -- 2da ≤ 59,8 f' ≤ -0,75 Hz/s -- -- --

Norte 3ra f ≤ 58,8 -- -- -- Norte 3ra ≤ 59,8 f' ≤ -0,75 Hz/s -- -- --

4ta f ≤ 58,5 -- -- --

5ta f ≤ 58,3 -- -- --

6ta f ≤ 58,0 -- -- --

7ma f ≤ 59,1 10:30:29.266 10:31:00.100 00:00:30.834 f

1ra f ≤ 59,0 10:30:38.233 10:30:38.633 00:00:00.400 f* 1ra ≤ 59,8 f' ≤ -0,65 Hz/s -- -- --

2da f ≤ 58,9 -- -- -- 2da ≤ 59,8 f' ≤ -0,65 Hz/s -- -- --

3ra f ≤ 58,8 -- -- -- 3ra ≤ 59,8 f' ≤ -0,65 Hz/s -- -- --

Centro 4ta f ≤ 58,7 -- -- -- Centro 4ra ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- --

5ta f ≤ 58,6 -- -- --

6ta f ≤ 58,5 -- -- --

7ma f ≤ 59,1 10:30:29.233 10:31:00.200 00:00:30.967 f

1ra f ≤ 59,0 10:30:38.700 10:30:39.000 00:00:00.300 f 1ra ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- --

2da f ≤ 58,9 -- -- -- 2da ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- --

3ra f ≤ 58,8 -- -- -- 3ra ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- --

Sureste 4ta f ≤ 58,7 -- -- -- Sureste

5ta f ≤ 58,6 -- -- --

6ta f ≤ 57,0 -- -- --

7ma f ≤ 59,1 10:30:29.100 10:31:00.300 00:00:31.200 f

1ra f ≤ 59,0 10:30:38.966 10:30:39.133 00:00:00.167 f* 1ra ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- --

2da f ≤ 58,9 -- -- -- 2da ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- --

3ra f ≤ 58,8 -- -- -- 3ra ≤ 59,8 f' ≤ -1,10 Hz/s -- -- --

Suroeste 4ta f ≤ 58,7 -- -- -- Suroeste 4ta ≤ 59,8 f' ≤ -1,50 Hz/s -- -- --

5ta f ≤ 58,6 -- -- --

6ta f ≤ 58,0 -- -- --

7ma f ≤ 59,1 10:30:30.233 10:31:00.250 00:00:30.017 f

(*) Considerando los criterios indicados en el numeral 6.10.

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Figura 6. Registro de frecuencia y su derivada de frecuencia en la S.E. Chiclayo.

Figura 7. Registro de frecuencia y su derivada de frecuencia en la S.E. San Juan.

Figura 8. Registro de frecuencia y su derivada de frecuencia en la S.E. Socabaya.

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Figura 9. Registro de frecuencia y su derivada de frecuencia en la S.E. Dolorespata.

Tabla 2. Ajustes del ERACMF 2014 de la Zona 1 (Área Norte desde Guadalupe hasta Zorritos).

Tabla 3. Ajustes del ERACMF 2014 de la Zona 2 (Área Centro y subestaciones Chimbote 1 y Trujillo Norte).

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Tabla 4. Ajustes del ERACMF del Área Sur Este, ERACMF del 2014.

Tabla 5. Ajustes del ERACMF del Área Sur Oeste, ERACMF del 2014.

6.13 De acuerdo con las figuras 6, 7, 8 y 9, y con las tablas 1, 2, 3, 4 y 5, se concluye que, en el SEIN, se presentaron condiciones para la activación de la 1° y la 7° etapa del ERACMF por la función umbral de frecuencia.

No se presentaron condiciones para la activación de las demás etapas del ERACMF por umbral de frecuencia o derivada de frecuencia.

6.14 Asimismo, la magnitud de las interrupciones de carga producidas por la activación del

ERACMF se muestran, en la Tabla 6, por empresa, zona y etapa. En la Figura 10, se muestran las empresas que reportaron en el portal de OSINERGMIN, sus suministros interrumpidos, por la activación del ERACMF.

Al respecto, minera Huarón no informó al COES el motivo de la actuación de la 2° etapa de su ERACMF al no presentarse condiciones para la misma. Por lo cual, se considera inadecuada dicha actuación.

Tabla 6. Suministros interrumpidos por Etapa del ERACMF

ZONA EMPRESA ETAPA TOTAL

ZONA (MW) 1º 2º 3º 4º 5º 6º 7º

(Reposición)

ZONA 1 ENO 3,70 3,70

ZONA 2

CAN 0,71 0,71

CMA 1,08 1,08

EDN 1,48 19,59 21,07

ELC 1,74 1,74

HUA 0,50 0,20 3,00 3,70

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ZONA EMPRESA ETAPA TOTAL

ZONA (MW) 1º 2º 3º 4º 5º 6º 7º

(Reposición)

LDS 27,59 27,59

MSL 0,25 0,25

SID 2,05 2,05

YAN 0,80 0,80

ZONA 3 ESE 1,18 1,18

ZONA 4 MCV 11,69 3,96 15,65

SEA 2,88 2,88

TOTAL ETAPA 17,15 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00 65,04 82 ,39

Figura 10. Empresas que reportaron sus suministros interrumpidos en la extranet de OSINERGMIN, actualizado al

17.03.2013.

6.15 Después de la activación del ERACMF, el CCO-COES no autorizó la recuperación de los suministros interrumpidos debido a que el SEIN se encontraba con déficit de generación por la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa y disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa. Por lo cual, a las 10:34 h, cuando la frecuencia se encontraba disminuyendo y en un valor 59,53 Hz (ver Figura 11), el CCO-COES coordinó el rechazo manual de carga total de 60 MW entre los usuarios de Edelnor y Luz del Sur.

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Figura 11. Frecuencia de la S.E. San Juan (Fuente: GPS COES).

Evaluación de la reserva rotante:

6.16 La magnitud de reserva rotante total programada para este periodo fue de 171,00 MW (ver Figura 12). A las 10:26:37 h, la magnitud de reserva rotante, previa a la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, fue de 235,39 MW (ver Figura 13), considerando las potencia efectivas de las unidades. Sin embargo, previo a la actuación del ERACMF (10:30:29 h), en el SEIN se agotó la reserva rotante asignada y natural debido al desbalance de Carga – Generación de aproximadamente 280,81 MW por los siguientes eventos:

• La desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa con 136,70 MW, ocurrida a las 10:26:58 h.

• La disminución de 51,64 MW de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa hasta antes de las 10:30 h. Posteriormente, hasta las 10:31 h, disminuyó 10,96 MW adicionales.

• El incremento de carga de 68,61 MW y 23,86 MW de Aceros Arequipa y Sider Perú, respectivamente.

Por lo tanto, previo al Evento, considerando las potencias efectivas de las unidades de generación, en el SEIN se tenía una reserva primaria de frecuencia de aproximadamente 77,08 MW. Sin embargo, considerando la máxima generación de las unidades de generación ya no se contaba con margen de reserva para regular la frecuencia.

Se coordinó el RMC

Desconexión de la TG1 de la C.T. Kallpa

Activación del ERACMF

222 s 200 s

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Figura 12. Centrales asignadas para RPF y RPE

Figura 13. Reserva rotante para el día 24.02.2014

a) Reserva Estacional de Frecuencia

6.17 La C.H. Huinco estuvo asignada para efectuar la regulación secundaria de frecuencia con una reserva de 85,00 MW. Producto de la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, la generación de la C.H. Huinco se incrementó en 88,00 MW, luego siguió incrementando su generación en 40 MW adicionales hasta llegar a su máxima generación (ver Figura 14). Por lo tanto, se concluye que la C.H. Huinco respondió ante la disminución de frecuencia de acuerdo con su reserva asignada.

235,39 MW

77,08 MW

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Figura 14. Perfil de potencia activa de la C.H. Huinco con respecto a la variación de frecuencia

(Fuente: SCADA COES).

b) Reserva Primaria de Frecuencia

6.18 Para el periodo en el que ocurrió el evento, se reprogramó la reserva para RPF de 86,00 MW. En el Anexo 1, se muestra el perfil de generación de las centrales asignadas para la regulación primaria de frecuencia.

Las centrales hidroeléctricas Yuncán, Yaupi, Carhuaquero y Cañón del Pato, y la C.T. Ilo 2 incrementaron su generación coherentemente con la disminución de frecuencia (ver figuras del Anexo 1), durante la activación del ERACMF. Por lo cual, se concluye que cumplieron con regular la frecuencia.

Asimismo, durante la activación del ERACMF, las centrales hidroeléctricas Malpaso y Machupicchu se habían quedado sin margen para regular la frecuencia debido a que incrementaron su generación a partir de las 10:26:58 h, cuando se produjo la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa y la frecuencia disminuyó hasta 59,578 Hz, por lo cual cuando se activó el ERACMF (10:31 h) ya no tenían margen de reserva. Asimismo, se observó que hasta antes de las 10:26 h, estas centrales estuvieron manteniendo su margen de reserva asignada para RPF. Por lo tanto, la regulación de frecuencia de estas unidades se considera adecuada.

Por otro lado, la C.H. Cahua mantuvo su margen de reserva asignada, en el momento del evento contribuyó con el 50% de su reserva, es decir subió 2 MW de los 4 MW asignados. Por esto, se considera que cumplió parcialmente con la regulación de frecuencia de acuerdo con su reserva asignada.

Sin embargo, las centrales hidroeléctricas Santiago Antúnez de Mayolo, Restitución, Charcani V, San Gabán II y Gallito Ciego no cumplieron con la regulación primaria de frecuencia por lo siguiente:

• La C.H. Santiago Antúnez de Mayolo tenía margen para efectuar la regulación de frecuencia en forma automática. Pero recién incremento su generación a las 10:37 h, posterior a la activación del ERACMF.

• La C.H. Restitución no mantuvo su reserva asignada para RPF.

Incremento de generación


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• La C.H. Charcani V contribuyó durante el evento solo con un incremento de 2 MW de los 8 MW que le fueron asignados para regular la frecuencia (no aporto ni el 50% de lo asignado), posteriormente incrementó su generación en 10 MW adicionales. Sin embargo, para ese momento ya se había activado el ERACMF.

• La C.H. San Gabán II previo al evento solo aportó con 1,20 MW de los 5 MW que le fueron asignados para regular la frecuencia (no aporto ni el 50% de lo asignado).

• La C.H. Gallito Ciego tenía margen para efectuar la regulación de frecuencia en forma automática. Sin embargo, no incrementó su generación durante la disminución de frecuencia.

En la Tabla 7, se muestra el resumen del análisis de las centrales de generación que se encontraban asignadas para la RPF:

Tabla 7. Reserva Primaria Frecuencia asignada y ejecutada

EMPRESA CENTRAL RPF

ASIGNADO (MW)

Realizó RPF Observación

ENERSUR C.H. YUNCÁN 6,00 Sí Ver Anexo 1

C.T. ILO 2 5,00 Sí Ver Anexo 1

SAN GABÁN C.H. SAN GABÁN II 5,00 No Ver Anexo 1

(Contribuyó con menos del 50% de su asignación)

SN POWER

C.H. YAUPI 6,00 Sí Ver Anexo 1

C.H. CAHUA 4,00 Sí Ver Anexo 1 (Contribuyó con el 50% de su asignación)

C.H. GALLITO CIEGO 2,00 No Ver Anexo 1 (No contribuyó con su asignación)

C.H. MALPASO 4,00 Sí Ver Anexo 1 (Incrementó su generación desde las 10:26 h)

EGENOR C.H. CAÑÓN DEL PATO 14,00 Sí Ver Anexo 1

C.H. CARHUAQUERO 5,00 Sí Ver Anexo 1

EGASA C.H. CHARCANI V 8,00 No Ver Anexo 1

(Contribuyó con menos del 50% de su asignación en el momento del ERACMF)

ELETROPERÚ

C.H. SANTIAGO ANTÚNEZ DE MAYOLO 16,00 No Ver Anexo 1

(No contribuyó con su asignación)

C.H. RESTITUCIÓN 5,00* No Ver Anexo 1 (No contribuyó con su asignación)

EGEMSA C.H. MACHUPICCHU 5,00 Sí Ver Anexo 1 (Incrementó su generación desde las 10:26 h)

* Debido que la C.H. Santiago Antúnez de Mayolo estuvo asignado con 16,00 MW de RSF, se considera una asignación de 5,00 MW a la C.H. Restitución por la configuración de ambas centrales.

6.19 De lo expuesto, podemos afirmar que con la desconexión de la unidad TG1 de la C.T.

Kallpa ocurrida a las 10:26:58 h, hubo un déficit de generación de 136,70 MW, lo cual llevó a una disminución de la frecuencia hasta 59,578 Hz. Asimismo, la unidad TV de la C.T. Kallpa inició su proceso de disminución de generación producto de la desconexión de la unidad TG1, disminuyendo 62,60 MW hasta la activación del ERACMF.

Asimismo, la reserva asignada para la regulación estacional de frecuencia (Regulación Secundaria de Frecuencia) fue utilizada en parte por el incremento de la demanda de Aceros Arequipa y Sider Perú, y para contrarrestar la caída de frecuencia producto de la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa.

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Además, las centrales hidroeléctricas Santiago Antúnez de Mayolo, Restitución, Charcani V, San Gabán II y Gallito Ciego no cumplieron con la regulación primaria de frecuencia, asignada con un total de 36 MW.

La desconexión de la unidad TG1 y la disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa, en conjunto con la inadecuada regulación de frecuencia de las centrales hidroeléctricas Santiago Antúnez de Mayolo, Restitución, Charcani V, San Gabán II y Gallito Ciego, fueron la causa de la activación del ERACMF hasta las 10:34 h, hora que se coordinó el rechazo manual de carga.

Finalmente, el déficit de generación presentando en el SEIN producto de la desconexión de la unidad TG1 y la disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa, fueron la causa de lo siguiente:

1. De la interrupción de suministros por la activación del ERACMF a partir de las 10:34 h.

2. Y de la interrupción de suministros por el rechazo manual de carga coordinados por el COES.

Normalización de suministros interrumpidos

6.20 A las 10:55 h, el CCO-COES inició las coordinaciones para la normalización de los suministros interrumpidos, después de recuperar el margen de reserva.

6.21 Previamente, a las 10:44 h, con autorización del CCO-COES, la empresa minera Cerro Verde recuperó sus suministros interrumpidos por la activación del ERACMF, para compensar esta recuperación había disminuido 50 MW de carga por mantenimiento correctivo interno.

6.22 A las 10:39:38 h, la empresa Edelnor recuperó el suministro de la S.E. Mirones sin la autorización del COES. Edelnor no ha informado al COES el motivo de esta recuperación de suministro sin la autorización del CCO-COES.

6.23 A las 10:40 h, la empresa Sider Perú recuperó sus suministros interrumpidos sin la autorización del COES. Sider Perú no ha informado al COES el motivo de esta recuperación de suministro sin la autorización del CCO-COES.

7. CONSECUENCIAS

7.1 En la Calidad del Producto: No se presentaron transgresiones a la calidad de frecuencia.

7.2 En la Calidad del suministro:

7.2.1 Las interrupciones de suministro que se produjeron por actuación del ERACMF fueron:

Zona Suministro S.E Potencia

(MW)

Hora

Inicio

Hora

Final

Duración (min)

Función Etapa

Zona 2 CAN - Condorcocha (MOLINO DE CARBON)

Condorcocha 0,71 10:30:59 11:05:00 34,02 Df 7

Zona 2 CMA - Puerto PPL (Puerto Antamina) Puerto PPL 1,08 10:31:00* 11:02:00* 31,00 f 7

Zona 2 EDN - Mirones (M - 21) Mirones 1,48 10:30:44 10:39:38 8,90 f 1

Zona 2 EDN - Zapallal (W - 05) Zapallal 3,32 10:31:19 10:57:58 26,65 f 7


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Zona Suministro S.E Potencia

(MW)

Hora

Inicio

Hora

Final

Duración (min)

Función Etapa

Zona 2 EDN - Ventanilla (V - 01) Ventanilla 3,24 10:31:09 10:58:37 27,47 f 7





Zona 2 ELC - San Francisco (A4028) San Francisco 0,91 10:31:00 10:58:00 27,00 f 7

Zona 2 ELC - Xauxa (A4602) Xauxa 0,83 10:31:00 10:59:00 28,00 f 7

Zona 1 ENO - Tierra Colorada (A1024) Tierra Colorada 0,37 10:31:00 10:57:00 26,00 f 7

Zona 1 ENO - Sechura (A1069) Sechura 1,80 10:31:00 10:57:00 26,00 f 7

Zona 1 ENO - Tierra Colorada (A1603) Tierra Colorada 1,53 10:31:00 10:57:00 26,00 f 7

Zona 3 ESE - Andahuaylas (AN05) Andahuaylas 0,65 10:30:00 10:56:00 26,00 f 1

Zona 3 ESE - Chahuares (CH01) Chahuares 0,35 10:30:00 10:56:00 26,00 f 1

Zona 3 ESE - Andahuaylas (AN06) Andahuaylas 0,18 10:30:00 10:56:00 26,00 f 1

Zona 2 HUA - Francois II (Campamento Francois)

Francois II 0,50 10:30:00 11:05:00 35,00 f 1

Zona 2 HUA - San Jose (Campamento San Jose)

San Jose 0,20 10:30:00 11:05:00 35,00 f 2

Zona 2 HUA - Francois II (Concentradora y oficinas)

Francois II 3,00 10:30:00 11:05:00 35,00 f 7

Zona 2 LDS - Puente (A - 12) Puente 2,36 10:30:59 10:55:42 24,72 f 7




Zona 2 LDS - Gálvez (G - 18) Gálvez 3,56 10:30:59 10:56:41 25,70 f 7

Zona 2 LDS - Huachipa (HP - 05) Huachipa 4,54 10:30:59 10:56:15 25,27 f 7

Zona 2 LDS - Luis Neyra (U - 02) Luis Neyra 4,80 10:30:59 10:55:52 24,88 f 7

Zona 2 LDS - Gálvez (G - 22) Gálvez 2,07 10:30:59 10:56:36 25,62 f 7

Zona 4 MCV - Sulfuros (Agua Rio Chili) Sulfuros 11,69 10:30:38 10:44:33 13,92 f 1

Zona 4 MCV - Sulfuros (Chancadora_1) Sulfuros 3,96 10:30:59 10:45:09 14,17 f 7

Zona 2 MSL - Huallanca Nueva (HUALLANCA) Huallanca Nueva 0,25 10:30:00 11:12:00 42,00 f 1

Zona 4 SEA - Majes (9502) Majes 0,51 10:31:00 10:56:00 25,00 f 7



Zona 2 SID - Principal (Z656) Principal 0,10 10:26:00 10:40:00 14,00 f 1

Zona 2 SID - Principal (Z662) Principal 1,05 10:26:00 10:40:00 14,00 f 1

Zona 2 SID - Principal (Z667) Principal 0,90 10:26:00 10:40:00 14,00 No 1

Zona 2 YAN - Carachugo (1820 - SG - 11301) Carachugo 0,80 10:30:53 11:01:53 31,00 f 7

TOTAL 82,39

* Se ha corregido el tiempo de inicio y final declaro por la empresa, con la hora de referencia del Evento.

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7.3 Se produjeron los siguientes rechazos manuales de carga:

SUMINISTRO S.E. Potencia Activa

(MW) INICIO

(hh:mm:ss) FINAL

(hh:mm:ss) Duración

(min)

EDN – Oquendo (O-04) Oquendo 0,18 10:47:22 10:56:44 9,37



EDN – Tomas Valle (TV-18) Tomas Valle 2,96 10:44:38 10:57:42 13,07



EDN – Chancay (CY-05) Chancay 1,84 10:41:44 11:00:14 18,50

LDS –Puente Puente 0,01 10:40:08 10:56:17 16,15

MOL – Puente (Molycop) Puente 1,50 10:38:24 11:03:00 24,60

LDS –Praderas (PR22) Praderas 5,73 10:40:36 10:56:34 15,97

CSL –Praderas (Cerámica San Lorenzo) Praderas 3,00 10:40:00 11:20:00 40,00

LDS –Praderas (PR24) Praderas 1,57 10:40:52 10:56:58 16,10

OIP–Praderas (Owens Illinois) Praderas 7,00 10:40:00 11:20:00 40,00

LDS –Ingenieros (IG23) Ingenieros 2,18 10:42:12 10:57:17 15,08

LDS –Bujama (BJ23) Bujama 0,77 10:43:34 10:57:41 14,11

CON – Bujama (Minera Condestable) Bujama 12,48 10:46:00 11:05:00 19,00

TOTAL 57,45

8. CONCLUSIONES

8.1 La empresa Kallpa Generación S.A., desconectó manualmente la unidad TG1 de la C.T. Kallpa para garantizar la integridad de la unidad, debido a una fuga de aceite en el sistema de lubricación por la tapa del filtro N°2 de la unidad TG1, de acuerdo con lo informado por la misma empresa, titular de la central.

8.2 La disminución gradual de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa se debió al menor aporte de vapor, producto de la desconexión de la unidad TG1 al operar en ciclo combinado.

8.3 La Regulación Secundaria de Frecuencia realizada por la C.H. Huinco fue adecuada y actuó durante la disminución de frecuencia que se había producido como consecuencia de la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa y del incremento de la demanda.

8.4 Las centrales Yuncan, Ilo 2, Yaupi, Cahua, Malpaso, Cañón del Pato, Carhuaquero y Machupicchu cumplieron con aportar la reserva asignada para regulación primaria de frecuencia antes y durante la activación del ERACMF.

8.5 Las centrales hidroeléctricas Santiago Antúnez de Mayolo, Restitución, Charcani V, San Gabán II y Gallito Ciego no cumplieron con aportar la reserva asignada para la regulación primaria de frecuencia durante la activación del ERACMF.

8.6 La interrupción de 82,19 MW por la activación de la 1° y 7° etapa del ERACMF, hasta las 10:34 h, fue como consecuencia de la desconexión de la unidad TG1, la disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa y la no regulación de frecuencia de las centrales hidroeléctricas Santiago Antúnez de Mayolo, Restitución, Charcani V, San Gabán II y Gallito Ciego.

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8.7 La interrupción de 57,45 MW por el rechazo manual de carga, fue por déficit de generación en el SEIN como consecuencia de la desconexión de la unidad TG1 y la disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa.

8.8 La interrupción de 82,19 MW por la activación de la 1° y 7° etapa del ERACMF, a partir de las 10:34 h, fue por déficit de generación en el SEIN como consecuencia de la desconexión de la unidad TG1 y la disminución de generación de la unidad TV de la C.T. Kallpa.

8.9 La interrupción de 0,20 MW por la activación de la 2º etapa del ERACMF de la empresa minera Huarón fue consecuencia de una inadecuada actuación de su relé de mínima frecuencia, debido a que no se presentaron condiciones para su actuación.

8.10 La empresa Edelnor no cumplió con el rechazo manual de carga solicitado por el COES, debido a que solo ejecutó el 77,37 % de la magnitud solicitada.

8.11 La empresa Luz del Sur cumplió con el rechazo manual de carga, en la magnitud solicitado por el COES. Sin embargo, no cumplió con las indicaciones del COES que fue el rechazar carga de sus suministros.

8.12 Edelnor normalizó anticipadamente su suministro interrumpido de la S.E. Mirones sin la autorización del COES.

8.13 Sider Perú normalizó sus suministros interrumpidos sin la autorización del COES.

9. RECOMENDACIONES

9.1 A PAN AMERICAN SILVER - HUARON : Revisar y corregir la inadecuada actuación de su relé de mínima frecuencia, debido a que en el Evento no se registró las condiciones para la activación de la 2º etapa del ERACMF.

9.2 A EDELNOR: Cumplir con ejecutar los rechazos manuales de carga en la magnitud que les sea solicitada por el Coordinador.

9.3 A LUZ DEL SUR: Cumplir las indicaciones del Coordinador. En el presente evento se rechazo la carga de clientes libres de otros Suministradores, lo que no fue coordinado por el COES.

9.4 A SAN GABÁN Y ELECTROPERÚ: Cumplir con mantener el margen de reserva que es asignado por el COES.

9.5 A SAN GABÁN, SN POWER, ELECTROPERÚ Y EGASA: Cumplir con regular la frecuencia de acuerdo con el margen de reserva que les sea asignado por el COES.

10. DOCUMENTOS CONSIDERADOS EN EL INFORME

N° EMPRESA INFORME FINAL Fecha de Entrega

1 COES CT-AF/EV-021-2014 07.03.2014

SCO – N1 – 71 IF – 2014 26.02.2014

2 KALLPA KAL – 002 – 2014 26.02.2014

3 UNACEM SCO – N1 – 06 IPI – 2014 24.02.2014

4 ELECTRO SUR ESTE Informe IOP-029 – 2014 24.02.2014

5 EDELNOR C. N° 013 – SGOCS - 2014 25.02.2014

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N° EMPRESA INFORME FINAL Fecha de Entrega

C. N° 014 – SGOCS - 2014 25.02.2014

6 SEAL INFORME PRELIMINAR EV-028-2014 24.02.2014

San Isidro, 20 de marzo de 2014

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Anexo 1 Desempeño de la Reserva Primaria de Frecuencia asig nadas en las

unidades de generación del SEIN

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Figura 1. Perfil de potencia activa de la C.H. Charcani V con respecto a la variación de frecuencia

(Fuente: SCADA COES)

Figura 2. Perfil de potencia activa de la C.H. Cahua con respecto a la variación de frecuencia (Fuente:

SCADA COES)

Figura 3. Perfil de potencia activa de la C.H. Carhuaquero con respecto a la variación de frecuencia


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Figura 4. Perfil de potencia activa de la C.H. Cañón del Pato con respecto a la variación de frecuencia


Figura 5. Perfil de potencia activa de la C.H. Gallito Ciego con respecto a la variación de frecuencia


Figura 6. Perfil de potencia activa de la C.H. Machupicchu con respecto a la variación de frecuencia


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Figura 7. Perfil de potencia activa C.H. Yaupi con respecto a la variación de frecuencia (Fuente: SCADA

COES)

Figura 8. Perfil de potencia activa C.H. Malpaso con respecto a la variación de frecuencia (Fuente:

SCADA COES)

Figura 9. Perfil de potencia activa C.T. Ilo 2 con respecto a la variación de frecuencia (Fuente: SCADA

COES)

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Figura 10. Perfil de potencia activa de los grupos G1, G2, G3 y G4 de la C.H. Santiago Antúnez de

Mayolo con respecto a la variación de frecuencia (Fuente: SCADA COES)

Figura 11. Perfil de potencia activa de los grupos G5, G6 y G7 de la C.H. Santiago Antúnez de Mayolo

con respecto a la variación de frecuencia (Fuente: SCADA COES)

Figura 12. Perfil de potencia activa de la C.H. Restitución con respecto a la variación de frecuencia


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Figura 13. Perfil de potencia activa de la C.H. San Gabán II con respecto a la variación de frecuencia


Figura 14. Perfil de potencia activa de la C.H. Yuncán con respecto a la variación de frecuencia (Fuente:

SCADA COES)

INFORME TÉCNICO...El CC-KLP 1 desconectó manualmente la unidad TG1 de la C.T. Kallpa, con una...

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