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Pág. 203705 NORMAS LEGALES Lima, viernes 1 de junio de 2001 Fpk:Factor de pérdidas marginales de energía de la barra donde inyecta el generador “k”. Esta compensación será pagada por los gene- radores en proporción a la energía generada y transferida mensual de acuerdo a la fórmula 2 ó 3, según sea el caso. (ii)Los gastos adicionales de arranque y parada, si son aplicables, se compensarán de acuerdo al Procedimiento para reconocimiento de cos- tos eficientes de operación de las centrales térmicas. Queda establecido que ninguna unidad de generación será compensada simultáneamen- te por RPF, tensión u otro servicio. En caso de presentarse esta simultaneidad se considera- rá la compensación que resulte mayor de to- das. 9. VALORIZACION DE LA RPF 9.1. Mensualmente la DEE recibirá de la DPP la información siguiente: 9.1.1. Potencias de reserva rotante ejecutadas de los generadores que contribuyen a la RPF cada 15 minutos (Pejec) 9.1.2. Potencia generada por todas las unidades del sistema cada 15 minutos. 9.1.3. Unidades que se encuentran comprendidas en la exclusión establecida en el numeral 8.1.3. 9.1.4. Otras informaciones a solicitud de la DEE. 9.2. La DEE evaluará mensualmente los costos y compensaciones de la RPF. 9.3. La DEE elaborará la información necesaria de los pagos por compensación por RPF, conjuntamente con las transferencias de energía. ANEXO 01 SECUENCIA DE ACTIVIDADES DE LA PROGRAMACION, CONTROL Y VALORIZACION DE LA RPF 1. PROGRAMACION 1.1. La DOCOES aprueba el nivel de riesgo. 1.2. Se programará la RPF aplicando la metodología del Anexo 02 (Programa MAP-COES). 1.3. La programación del despacho calcula los MW totales de reserva rotante según la indicación del punto 1.2 con el modelo probabilístico, para cada período de 30 minutos. 1.4. En base a la lista de méritos, la DPP designará la potencia rotante de cada máquina regulante. 2. CONTROL Y EJECUCION DE LA OPERA- CION 2.1. El control y supervisión de la reserva rotante en tiempo real será responsabilidad del Coordinador. 2.2. En la ejecución de la operación en tiempo real, las desviaciones de la demanda o de la generación respecto a los valores programados serán afrontadas por las centrales con capacidad de regulación. 2.3. En caso de desviaciones, el Coordinador deberá reprogramar la operación a fin de restituir el margen de reserva rotante en las centrales de regulación primaria, en no más de 30 minutos de ocurrida la variación. 2.4. La evaluación de la ejecución de la RPF lo hará la DEE del COES-SINAC, utilizando la información de medidores y potencias máximas disponibles apro- badas por la DOCOES, según el mecanismo de com- pensaciones indicado en el numeral 8.2. del presente Procedimiento. 2.5. Mensualmente la DPP informará a la DEE sobre las unidades marginales del sistema cada 15 minutos, para ser usados en las valorizaciones por transferencias de energía y en las compensaciones por RPF. 3. VALORIZACION 3.1. Mensualmente la DEE recibirá de la DPP la información siguiente:3.1.1. Potencias de reserva rotante ejecutados cada 15 minutos (Pejec i) 3.1.2. Potencia generada por todas las unidades del sistema cada 15 minutos. 3.1.3. Unidades que se encuentran comprendidas en la exclusión establecida en el numeral 7.1.3. 3.2. La DEE evaluará cada 15 minutos: 3.2.1. El costo por RPF de cada unidad regulante (=Pejeci * Cuei) 3.2.2. Las proporciones de pago por RPF de cada generador. 3.3. La DEE considerará la información de los pagos de compensación por RPF conjuntamente con la infor- mación de las transferencias de energía. 3.4. La DEE valorizará y la DOCOES aprobará las compensaciones mensuales de energía por RPF. ANEXO 02 METODOLOGIA PARA LA DETERMINACION DE LA RESERVA ROTANTE REQUERIDA PARA LA REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA (PROGRAMA MAP-COES) 1. INTRODUCCION El programa MAP-COES (Módulo de Asignación Probabilístico) calcula la reserva rotante del sistema asociado al nivel de riesgo, a partir de las probabili- dades de falla individuales de las unidades de gene- ración. Este programa utiliza la metodología probabilística de Roy Billinton, R.N Allan (1), que se basa en el índice de riesgo del sistema (Método PJM PENSILVANIA JERSEY MARYLAND) que considera la naturaleza es- tocástica de las unidades de generación. 2. TECNICA PROBABILISTICA DEL METODO PJM La técnica probabilística se basa en el índice de riesgo del sistema. Este índice es definido como la probabilidad de no satisfacer la demanda en un tiempo determinado, definido como el “Lead Time”. El “Lead Time” elegido para el SINAC fue de 30 minutos. Se considera la natu- raleza probabilística de las fallas de las unidades de generación. Una vez definido un nivel de riesgo se deter- mina la reserva rotante requerida. 2.1. Definiciones: Riesgo :Probabilidad de no satisfacer la demanda en un tiempo de- terminado. Lead Time (T) :Horizonte de tiempo en el que se define el planeamiento ope- rativo de corto plazo. En el caso del SINAC el tiempo de arranque y de sincronización de unidades térmicas de 150 MW a 50 MW oscila entre 30 y 10 minutos respectivamen- te, se ha elegido 30 minutos. Tasa de falla ( l) :Número de fallas / horas de operación. Tasa de reparación ( m):Número de reparaciones / horas de reparación. 2.2. Determinación de la probabilidad de falla de cada unidad Premisas: - Funciones de distribución de probabilidad de falla y de reparación de naturaleza exponencial. - Tasa de falla y tasa de reparación constantes (la unidad se encuentra en el período normal de operación, es decir después del período de infancia y antes del período de mortalidad). - Se utiliza un modelo markoviano de dos estados para las unidades de generación: