Norma Legal Oficial del día 31 de marzo del año 2001 (31/03/2001)
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TEXTO DE LA PÁGINA 20
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NORMAS LEGALES
MORDAZA, sabado 31 de marzo de 2001
6.4.4. Depurar los valores de los promedios semanales de manera que estos esten comprendidos en el rango de la media ± la desviacion estandar del conjunto de los datos correspondientes. 6.4.5. Con la informacion depurada se evalua la pendiente y el punto de interseccion de la recta de regresion calculada. 6.5. Pronostico de la demanda. Finalmente, se procede a calcular la demanda de energia y potencia para el dia que se esta pronosticando, de acuerdo a lo siguiente: 6.5.1. La pendiente calculada para la MORDAZA potencia diaria (mPotMax) y la calculada para la potencia promedio semanal (mPotPro) se promedian en forma ponderada para hallar la pendiente de proyeccion (mProy), de la siguiente manera:
+ 2 x mPotMax mPotPro mProy= 3 La mPotMax representa en si la tendencia de la potencia del dia tipico, la misma que suele tener variaciones significativas, mientras que mPotPro representa la tendencia al incremento o disminucion semanal de la Potencia MORDAZA a lo largo de toda la semana, la misma que por su naturaleza es mas estable, de esta manera mPotPro actua como un factor correctivo de mPotMax. 6.5.2. Con mPotMax se evalua el punto de interseccion (bProy) con el eje "y" quedando asi definida la recta de regresion de las potencias maximas para el dia tipico. Max.Pot= mProy x Dia.Proy+ bProy Luego se evalua la MORDAZA potencia (Max.Pot) para el dia proyectado (Dia Proy). 6.5.3. La MORDAZA potencia (MaxPot) hallada multiplica a los valores horarios por unidad, del perfil de la demanda del dia elegido (punto 6.2.2), de esta manera queda definido el pronostico del perfil de la demanda. De ser necesario, el resultado del modelo puede ser reajustado a criterio del programador, por las variables no consideradas en los modelos.
formas y periodos especificados en el item 5.2, actualizandose las bases de datos de la DPP. 7.2.2. Se ejecuta el modelo, procediendo a determinar el diagrama de carga esperado. 7.2.3. Se validan la consistencia de los resultados obtenidos. El programador puede adoptar un criterio justificado de reajuste. 7.2.4. Para el caso de reprogramaciones diarias, el pronostico de la demanda se reajusta considerando la configuracion actual y prevista del sistema, utilizando la informacion de tiempo real y la tendencia de la demanda. PROCEDIMIENTO Nº 04 PROGRAMACION DE LA OPERACION CUANDO EXISTE SOBREOFERTA HIDRAULICA 1. OBJETIVO Establecer los criterios y prioridades a considerarse en la programacion de las centrales hidraulicas de los integrantes del COES, cuando la oferta de su generacion es mayor a la demanda. 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Electricas (Articulo 39º) 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas (Articulos 83º, 91º, 92º, 93º, 95º, 97º) 3. DEFINICIONES Las definiciones utilizadas en el presente Procedimiento, estan precisadas en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones. 4. RESPONSABILIDADES 4.1. De la DOCOES 4.1.1. A traves de la DPP, es responsable de la programacion de la operacion considerando los criterios de vertimiento considerados en el presente procedimiento. 4.1.2. En la medida de lo posible evitar el vertimiento, bajo el criterio del menor costo operativo. 4.2. De los integrantes del SINAC 4.2.1. Proporcionar al Coordinador la informacion necesaria: caudales y volumenes en forma oportuna para aplicar los criterios de vertimiento senalados en el procedimiento. 4.2.2. Para su consideracion en la programacion de la operacion, las empresas integrantes del COES presentaran a la DOCOES el informe tecnico sustentatorio de todas las restricciones electricas e hidraulicas de sus instalaciones. 4.3. Del Coordinador 4.3.1. Proporcionar a la DPP la informacion necesaria: caudales y volumenes en forma oportuna para que efectue la evaluacion, y de ser el caso reprograma el vertimiento. 4.3.2. Todas las restricciones electricas de sus instalaciones. 5. MEDIOS Los generadores con embalse de regulacion informaran al Coordinador, en tiempo real o en su defecto horariamente la informacion requerida segun el presente procedimiento. 6. CRITERIOS GENERALES DE LA PROGRAMACION 6.1. Se debe programar al MORDAZA la generacion de las centrales con costo variable cero. 6.2. A continuacion, se programara la operacion de las centrales de acuerdo al costo variable ocasionado
7. PRONOSTICO EN LA PROGRAMACION DE LA OPERACION A CORTO PLAZO 7.1. Programacion semanal La demanda de potencia proyectada semanalmente es corregida siguiendo los siguientes pasos: 7.1.1. Diariamente las empresas integrantes del COES transmiten la informacion requerida en las formas y periodos especificados en 5.2, actualizandose las bases de datos de la DPP. 7.1.2. Se ejecuta el modelo, procediendo a determinar el diagrama de carga esperado. 7.1.3. Se validan la consistencia de los resultados obtenidos. El programador puede adoptar un criterio justificado de reajuste. 7.1.4. Si se preve que en la semana a pronosticar existira un periodo de dias feriados, la demanda se reajusta de acuerdo a la data historica de semanas parecidas. La afectacion se realiza tambien para el dia previo y el dia posterior al periodo festivo. De la combinacion de la informacion de varios periodos festivos historicos, considerando la tasa de crecimiento, se obtiene el pronostico de la demanda esperada. 7.1.5. Se promedian los valores pronosticados de los dias martes a jueves, tomandose dicho promedio como el diagrama tipico ordinario. En la programacion semanal se considera cinco dias tipicos: MORDAZA, lunes, ordinario, viernes y sabado. 7.2. Programacion diaria La demanda de potencia proyectada semanalmente es corregida diariamente segun la tendencia del dia anterior y tomando en consideracion los cambios estacionales y acontecimientos importantes previstos a suceder, en la siguiente forma: 7.2.1. Diariamente las empresas Integrantes del SINAC transmiten la informacion requerida en las