TEXTO PAGINA: 18
Pág. 207072 NORMAS LEGALES Lima, viernes 20 de julio de 2001 PROCEDIMIENTO Nº 26 CALCULO DE LA POTENCIA FIRME 1. OBJETIVO El cálculo de la potencia firme de las unidades gene- radoras. 2. BASE LEGAL2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléc- tricas (Artículo 41º inciso d)) 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 103º, 110º y 112º) 3. PERIODICIDAD Mensual 4. RESPONSABILIDADESLa DED es la responsable del cálculo de la potencia firme. Las empresas generadoras son responsables del cál- culo de la potencia garantizada para el caso de generado- res hidráulicos, la verificación de la información y de loscálculos mencionados estará a cargo de la DED. La DED es responsable de mantener actualizada la relación de los reservorios de regulación horaria. Las empresas integrantes del COES son responsa- bles de proporcionar a la DOCOES, a su solicitud, los siguientes datos: § Las capacidades de regulación diaria/horaria para distintas horas de regulación con intervalos de hastauna hora. § Las matrices de potencia y energía generables asociadas a distintas probabilidades de excedencia. 5. APROBACIÓN La DOCOES es responsable de la aprobación del cálculo de la Potencia Firme. 6. DEFINICIONES Las definiciones utilizadas en el presente Procedi- miento están precisadas en el "Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos COES- SEIN". 7. DATOS 7.1. Unidades Térmicas § Factores de Indisponibilidad fortuita mensual de las unidades. § Potencia efectiva de las unidades de acuerdo a la última aplicación del PR-Nº 17. 7.2. Centrales Hidráulicas § Potencia efectiva de la(s) central(es). § Caudal(es) máximo(s) turbinable(s) de la central(es). § Mantenimientos programados de las unidades y elementos hidráulicos conexos. § Caudales naturales mensuales para la probabili- dad de excedencia dada. § Requerimientos de agua para riego y/o agua pota- ble. § Capacidades de túneles y canales. § Factor de presencia de las unidades hidráulicas (FP) según el PR-Nº 25. 7.3. Reservorios En cuanto a los reservorios a considerar, las empre- sas integrantes del COES proporcionarán a la DOCOES, con la debida sustentación técnica, la información más reciente referente a: § Batimetría de los reservorios. § Volumen máximo (V max) y mínimo (Vmin).§ Características de las obras de represamiento. § Tiempo de traslado del agua desde el reservorio hasta la central. § Longitud, medidas y tipo del conducto de agua. § Ubicación de los reservorios en el mapa del Instituto Geográfico Militar, en escala apropiada. § Caudales naturales afluentes a los reservorios esta- cionales. § Caudal natural de aporte intermedio. § Función de dependencia de evaporación y filtración. § Volúmenes descargados (VDi) por los reservorios de regulación estacionales, resultantes de la simulación óptima en 8.2.1, para los 12 meses del año considerado(enero a diciembre). En caso de reservorios de uso compartido por dos o más empresas, la información correspondiente será la resultante de la coordinación de éstas. La DOCOES verificará que, en todos los casos, la información presen-tada sea consistente. Esta información deberá ser auditada por la DOCO- ES, de acuerdo al procedimiento que se establezca parael efecto, con anterioridad al cálculo de la potencia firme. Las empresas integrantes del COES comunicarán a la Dirección de Operaciones cada vez que realicen labatimetría de los reservorios de sus centrales para ac- tualizar su información. Toda medición será coordinada con la DPP en rela- ción con sus implicancias en la operación del sistema eléctrico. El proceso de mediciones y los resultados debe- rán ser debidamente sustentados. 8. PROCEDIMIENTO 8.1. POTENCIA FIRME (PF T) DE UNA UNIDAD TÉRMICA ()FIF-1PPFeftT*= Donde: Peft : Potencia Efectiva en bornes de la unidad. FIF : Factor de Indisponibilidad Fortuita mensual de la unidad (PR-Nº 25). 8.2. POTENCIA FIRME DE LAS UNIDADES HIDRÁULICAS 8.2.1. ENERGÍA GARANTIZADA POR LAS CEN- TRALES HIDRÁULICAS EN EL PERIODO DE EVA- LUACIÓN a. Para la probabilidad de excedencia dada y serie hidrológica iniciada en 1965, se determinan para cada mes los caudales naturales afluentes al reservorio esta- cional y los caudales naturales de aporte intermedio. b. Para efectos de simulación se asume que al inicio del año considerado, el volumen de todos los reservorios se encuentran en el nivel más probable de los últimos 10años, obtenido a partir de un promedio aritmético. c. Se procede a simular para los doce meses del año la operación óptima de la(s) central(es), teniendo como objetivomaximizar la generación anual de dicha(s) central(es), para lo cual se deberá tener en cuenta lo siguiente: - Los caudales mensuales naturales afluentes defini- dos en a); su secuencia estricta; y, los volúmenes embal-sados acumulados máximos y mínimos posibles resul- tantes, a través de los 12 meses del año considerado. - Los volúmenes (caudales) de evaporación y filtra- ción del reservorio estacional, calculados de acuerdo a los procedimientos establecidos por el COES. - Los volúmenes (caudales) destinados al servicio de agua potable y/o riego. - El valor inicial del reservorio estacional a las 00:00 horas del 1 de enero del año considerado, definido en b). Elvalor final del reservorio estacional a las 24:00 horas del 31 de diciembre será igual al volumen mínimo almacenado al final del mes de diciembre de los últimos 10 años. - La capacidad máxima de túneles, canales, compuer- tas, etc. - Los mantenimientos programados de las unidades y/o de la(s) central(es). - En el caso de reservorios y cuencas aprovechados por dos o más centrales, los volúmenes descargados