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Pág. 200674 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 6.2. Por indisponibilidad forzada de equipos. 6.2.1. Cuando una unidad sale intempestivamente el Coordinador evaluará el déficit producido y dispon- drá incrementar en esa magnitud la generación de las unidades de la reserva rotante de menor costo variable, preferentemente. 6.2.2. Cuando un equipo de transmisión que enlaza centros de generación, sale de operación intempestiva- mente, el Coordinador evaluará el déficit o exceso de generación en cada área y procede del siguiente modo: aPara el área con déficit, dispondrá preferente- mente incrementar la generación de las unida- des de la reserva rotante de menor costo variable. bPara el área con exceso, dispone preferentemen- te disminuir la generación de las unidades de mayor costo variable. Quedan exceptuadas las unidades térmicas que operan por despacho de energía. Una unidad térmica opera por despacho de energía cuando, por optimización del despa- cho, permite aumentar los niveles de los embal- ses de las centrales hidráulicas. En ambos casos, el integrante del COES o algún otro Integrante del SINAC cuyo equipo salga de operación, comunicará al Coordinador el tiempo previsto de su indisponibilidad. Si su disponibilidad es inmediata, el Coordinador dispondrá su reconexión. Si no lo es, el Coordinador tomará las medidas correctivas que el caso amerita, informando sobre el hecho inmediatamente a la DOCOES, quien evaluará el estado del sistema y, de ser necesario, elaborará una reprogramación tomando en consideración los efectos del evento, para las horas restantes del día. 6.3. Por variación de los caudales naturales 6.3.1. Incremento de caudales Se tomarán las siguientes acciones correctivas: aSi operan centrales hidráulicas y térmicas En caso de producirse el incremento de los cauda- les naturales, el Coordinador decidirá incremen- tar la generación de las centrales hidráulicas de pasada, en cuyas cuencas se presentaron los incrementos de caudales naturales y por otro lado la disminución y/o reducción de tiempo de operación y/o salida de servicio de la generación térmica, minimizando el costo operativo total. bSi sólo operan centrales hidráulicas El Coordinador dispondrá incrementar la gene- ración de Centrales de pasada y disminuir de aquellas con regulación diaria y semanal hasta que alcancen la condición de vertimiento. Alcan- zado el vertimiento por una central, se dispondrá el incremento de la generación de dicha central para reducir en lo posible dicha condición. Este criterio se adopta en cada central que va alcan- zando la condición de vertimiento. cEn caso de sobre oferta hidráulica del SI- NAC En caso de sobre oferta hidráulica, el Coordina- dor disminuirá la generación de todas las unida- des hidráulicas en forma proporcional a sus po- tencias efectivas considerando sus restricciones operativas. Luego de tomar las acciones correctivas descritas, la DOCOES procederá a elaborar la Reprogramación de ser necesario con un horizonte semanal, tomando en cuenta el estado actual del sistema. 6.3.2. Disminución de caudales naturales del SINAC Con la información inmediata que el Coordinador comunique a la DOCOES, quien tomará las siguientes acciones correctivas: aEvaluar si resulta óptimo para la operación eco- nómica del sistema, incrementar la generación con centrales hidráulicas con regulación sema- nal y diaria y de ser necesario disponer la opera-ción de unidades térmicas de menor costo opera- tivo. bDependiendo de la magnitud y la persistencia de la disminución de los caudales, se procederá a reprogramar el PSO. Luego de tomar las medidas correctivas, la DOCO- ES procederá a elaborar la Reprogramación de ser necesario con un horizonte semanal, tomando en cuen- ta el estado actual del sistema. 6.4. Por variación de la tensión en barras del SINAC Luego de disponer la operación de una unidad o unidades térmicas por tensión por parte del Coordina- dor cuando la tensión de una barra de carga sea inferior al 97.5% de la tensión de operación, o en caso de severa emergencia luego de la desconexión manual de cargas preestablecidas para evitar colapso por tensión, cuando las barras de carga operan a tensiones inferiores a 95% de su tensión de operación; la DOCOES procederá a elaborar la Reprogramación, tomando en cuenta: a) La potencia activa adicional de las unidades despachadas por tensión. b) Características técnicas como tiempo mínimo de operación y carga mínima. c) Una posible identificación de la causa de la dismi- nución de tensión para que ésta se considere en la Reprogramación. d) Disminución del despacho de las unidades hidráu- licas. e) De ser posible, solicitar la suspensión de trabajos de mantenimiento si con ello se supera el problema de tensión. 6.5. Por límite de capacidad de transporte de las líneas de transmisión y equipos de transformación Luego de adoptadas las medidas correctivas por parte del Coordinador y comunicado oportunamente a la DPP, quien tomará en cuenta para la Reprograma- ción lo siguiente: aLa generación y la demanda locales, para mante- ner las condiciones normales de operación. bIndicar los períodos de operación en los que se prevé sobrecarga 6.6. Por variación de frecuencia del sistema En todo momento la DPP asignará una reserva rotante mediante una Reprogramación de acuerdo al Procedimiento Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional. 7. VIGENCIA DE LA REPROGRAMACION La Reprogramación reemplaza, para todos los efectos, al PDO desde su puesta en vigencia por el Coordinador, y los integrantes del COES están obligados a cumplirla. El Coordinador deberá señalar en el IDCOS las causas de la Reprogramación y, en los casos que lo ameriten, la justificación de las directivas impartidas. PROCEDIMIENTO Nº 07 CALCULO DE LOS COSTOS MARGINALES DE ENERGIA DE CORTO PLAZO 1. OBJETIVO Determinar los Costos Marginales de Corto Plazo en el Sistema Interconectado Nacional (SINAC), para la valorización de las transferencias de energía. 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 41º inciso c), 107º) 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 105º, 106º, 213º, 214º, 215º). 3. DEFINICIONES 3.1. COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO Es el costo en que se incurre para producir una unidad adicional de energía, o alternativamente el