Norma Legal Oficial del día 01 de junio del año 2001 (01/06/2001)
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TEXTO DE LA PÁGINA 23
MORDAZA, viernes 1 de junio de 2001
NORMAS LEGALES
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Fpk : Factor de perdidas marginales de energia de la MORDAZA donde inyecta el generador "k". Esta compensacion sera pagada por los generadores en proporcion a la energia generada y transferida mensual de acuerdo a la formula 2 o 3, segun sea el caso. (ii) Los gastos adicionales de arranque y parada, si son aplicables, se compensaran de acuerdo al Procedimiento para reconocimiento de costos eficientes de operacion de las centrales termicas. Queda establecido que ninguna unidad de generacion sera compensada simultaneamente por RPF, tension u otro servicio. En caso de presentarse esta simultaneidad se considerara la compensacion que resulte mayor de todas. 9. VALORIZACION DE LA RPF 9.1. Mensualmente la DEE recibira de la DPP la informacion 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 exclusion establecida en el numeral 8.1.3. 9.1.4. Otras informaciones a solicitud de la DEE. 9.2. La DEE evaluara mensualmente los costos y compensaciones de la RPF. 9.3. La DEE elaborara la informacion necesaria de los pagos por compensacion por RPF, conjuntamente con las transferencias de energia. 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 programara la RPF aplicando la metodologia del Anexo 02 (Programa MAP-COES). 1.3. La programacion del despacho calcula los MW totales de reserva rotante segun la indicacion del punto 1.2 con el modelo probabilistico, para cada periodo de 30 minutos. 1.4. En base a la lista de meritos, la DPP designara la potencia rotante de cada maquina regulante. 2. CONTROL Y EJECUCION DE LA OPERACION 2.1. El control y supervision de la reserva rotante en tiempo real sera responsabilidad del Coordinador. 2.2. En la ejecucion de la operacion en tiempo real, las desviaciones de la demanda o de la generacion respecto a los valores programados seran afrontadas por las centrales con capacidad de regulacion. 2.3. En caso de desviaciones, el Coordinador debera reprogramar la operacion a fin de restituir el margen de reserva rotante en las centrales de regulacion primaria, en no mas de 30 minutos de ocurrida la variacion. 2.4. La evaluacion de la ejecucion de la RPF lo MORDAZA la DEE del COES-SINAC, utilizando la informacion de medidores y potencias maximas disponibles aprobadas por la DOCOES, segun el mecanismo de compensaciones indicado en el numeral 8.2. del presente Procedimiento. 2.5. Mensualmente la DPP informara a la DEE sobre las unidades marginales del sistema cada 15 minutos, para ser usados en las valorizaciones por transferencias de energia y en las compensaciones por RPF. 3. VALORIZACION 3.1. Mensualmente la DEE recibira de la DPP la informacion siguiente:
3.1.1. Potencias de reserva rotante ejecutados cada 15 minutos (Pejeci) 3.1.2. Potencia generada por todas las unidades del sistema cada 15 minutos. 3.1.3. Unidades que se encuentran comprendidas en la exclusion establecida en el numeral 7.1.3. 3.2. La DEE evaluara 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 considerara la informacion de los pagos de compensacion por RPF conjuntamente con la informacion de las transferencias de energia. 3.4. La DEE valorizara y la DOCOES aprobara las compensaciones mensuales de energia 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 (Modulo de Asignacion Probabilistico) calcula la reserva rotante del sistema asociado al nivel de riesgo, a partir de las probabilidades de MORDAZA individuales de las unidades de generacion. Este programa utiliza la metodologia probabilistica de Roy Billinton, R.N MORDAZA (1), que se MORDAZA en el indice de riesgo del sistema (Metodo PJM PENSILVANIA JERSEY MARYLAND) que considera la naturaleza estocastica de las unidades de generacion. 2. TECNICA PROBABILISTICA DEL METODO PJM La tecnica probabilistica se MORDAZA en el indice de riesgo del sistema. Este indice 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 naturaleza probabilistica de las fallas de las unidades de generacion. Una vez definido un nivel de riesgo se determina la reserva rotante requerida. 2.1. Definiciones:
Riesgo : Probabilidad de no satisfacer la demanda en un tiempo determinado. Lead Time (T) : Horizonte de tiempo en el que se define el planeamiento operativo de corto plazo. En el caso del SINAC el tiempo de arranque y de sincronizacion de unidades termicas de 150 MW a 50 MW oscila entre 30 y 10 minutos respectivamente, se ha elegido 30 minutos. Tasa de MORDAZA () : Numero de fallas / horas de operacion. Tasa de reparacion (µ) : Numero de reparaciones / horas de reparacion.
2.2. Determinacion de la probabilidad de MORDAZA de cada unidad Premisas: - Funciones de distribucion de probabilidad de MORDAZA y de reparacion de naturaleza exponencial. - Tasa de MORDAZA y tasa de reparacion constantes (la unidad se encuentra en el periodo normal de operacion, es decir despues del periodo de infancia y MORDAZA del periodo de mortalidad). - Se utiliza un modelo markoviano de dos estados para las unidades de generacion: