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Pág. 200670 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 6.4.4. Depurar los valores de los promedios semana- les de manera que éstos estén comprendidos en el rango de la media ± la desviación estándar del conjunto de los datos correspondientes. 6.4.5. Con la información depurada se evalúa la pendiente y el punto de intersección de la recta de regresión calculada. 6.5. Pronóstico de la demanda. Finalmente, se procede a calcular la demanda de energía y potencia para el día que se está pronostican- do, de acuerdo a lo siguiente: 6.5.1. La pendiente calculada para la máxima po- tencia diaria (mPotMax) y la calculada para la potencia promedio semanal (mPotPro) se promedian en forma ponderada para hallar la pendiente de proyección (mProy), de la siguiente manera: ÷øöçèæ 3mPotPro + mPotMax x 2 =mProy La mPotMax representa en sí la tendencia de la potencia del día típico, la misma que suele tener varia- ciones significativas, mientras que mPotPro represen- ta la tendencia al incremento o disminución semanal de la Potencia máxima a lo largo de toda la semana, la misma que por su naturaleza es más estable, de esta manera mPotPro actúa como un factor correctivo de mPotMax. 6.5.2. Con mPotMax se evalúa el punto de intersec- ción (bProy) con el eje "y" quedando así definida la recta de regresión de las potencias máximas para el día típico. bProy Día.Proy mProy x Max.Pot + = Luego se evalúa la máxima potencia (Max.Pot) para el día proyectado (Día Proy). 6.5.3. La máxima potencia (MaxPot) hallada multi- plica a los valores horarios por unidad, del perfil de la demanda del día elegido (punto 6.2.2), de esta manera queda definido el pronóstico 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. 7. PRONOSTICO EN LA PROGRAMACION DE LA OPERACION A CORTO PLAZO 7.1. Programación semanal La demanda de potencia proyectada semanalmente es corregida siguiendo los siguientes pasos: 7.1.1. Diariamente las empresas integrantes del COES transmiten la información requerida en las for- mas y períodos especificados en 5.2, actualizándose las bases de datos de la DPP. 7.1.2. Se ejecuta el modelo, procediendo a determi- nar 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 prevé que en la semana a pronosticar existirá un período de días feriados, la demanda se reajusta de acuerdo a la data histórica de semanas parecidas. La afectación se realiza también para el día previo y el día posterior al período festivo. De la combi- nación de la información de varios períodos festivos históricos, considerando la tasa de crecimiento, se ob- tiene el pronóstico de la demanda esperada. 7.1.5. Se promedian los valores pronosticados de los días martes a jueves, tomándose dicho promedio como el diagrama típico ordinario. En la programación sema- nal se considera cinco días típicos: domingo, lunes, ordinario, viernes y sábado. 7.2. Programación diaria La demanda de potencia proyectada semanalmente es corregida diariamente según la tendencia del día anterior y tomando en consideración los cambios esta- cionales y acontecimientos importantes previstos a suceder, en la siguiente forma: 7.2.1. Diariamente las empresas Integrantes del SINAC transmiten la información requerida en lasformas y períodos especificados en el ítem 5.2, actuali- zándose las bases de datos de la DPP. 7.2.2. Se ejecuta el modelo, procediendo a determi- nar 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 pronóstico de la demanda se reajusta considerando la configuración actual y prevista del sistema, utilizando la información 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 programación de las centrales hidráulicas de los integrantes del COES, cuando la oferta de su genera- ción es mayor a la demanda. 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 39º) 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 83º, 91º, 92º, 93º, 95º, 97º) 3. DEFINICIONES Las definiciones utilizadas en el presente Procedi- miento, están precisadas en el Glosario de Abreviatu- ras y Definiciones. 4. RESPONSABILIDADES 4.1. De la DOCOES 4.1.1. A través de la DPP, es responsable de la programación de la operación considerando los crite- rios de vertimiento considerados en el presente proce- dimiento. 4.1.2. En la medida de lo posible evitar el vertimien- to, bajo el criterio del menor costo operativo. 4.2. De los integrantes del SINAC 4.2.1. Proporcionar al Coordinador la información necesaria: caudales y volúmenes en forma oportuna para aplicar los criterios de vertimiento señalados en el procedimiento. 4.2.2. Para su consideración en la programación de la operación, las empresas integrantes del COES presentarán a la DOCOES el informe técnico sustentatorio de todas las restricciones eléctricas e hidráulicas de sus instalaciones. 4.3. Del Coordinador 4.3.1. Proporcionar a la DPP la información necesa- ria: caudales y volúmenes en forma oportuna para que efectúe la evaluación, y de ser el caso reprograma el vertimiento. 4.3.2. Todas las restricciones eléctricas de sus ins- talaciones. 5. MEDIOS Los generadores con embalse de regulación infor- marán al Coordinador, en tiempo real o en su defecto horariamente la información requerida según el pre- sente procedimiento. 6. CRITERIOS GENERALES DE LA PROGRA- MACIÓN 6.1. Se debe programar al máximo la generación de las centrales con costo variable cero. 6.2. A continuación, se programará la operación de las centrales de acuerdo al costo variable ocasionado