TEXTO PAGINA: 29
PÆg. 297141 NORMAS LEGALES Lima, martes 19 de julio de 2005 13.4. Limitar la extensión o consecuencias de las fallas en el sistema. 13.5. Permitir una rápida restauración del servicio. Artículo 14º.- Criterios Específicos14.1. Premisas Para el planeamiento de la expansión de la red se considerarán las siguientes premisas: 14.1.1. Se toma como base la topología del SST co- rrespondiente al año actual, siempre y cuando cumpla con el principio de adaptación a la demanda. 14.1.2. La ubicación de las SET del SEA determi- nado, se consideran fijos en el período de planea- miento. 14.1.3. En cuanto a tensiones, se consideran: MAT = 220 y 138 kV, AT = 60 y 33 kV y MT = 22,9 y 10 kV. 14.1.4. Se deberá sustentar el nivel de tensión (10 y 22,9 kV) para atender la demanda incremental a partir del año inicial, en concordancia con el Código Nacional de Electricidad vigente. 14.1.5. Se consideraran los equipamientos necesa- rios para cumplir la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) y la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real (NTOTR). 14.2. Criterios de calidad de Servicio Se debe cumplir con no exceder las tolerancias que establece la NTCSE en dos aspectos: Niveles de ten- sión (calidad del producto) e Interrupciones (calidad de suministro) 14.2.1. Niveles de Tensión Los niveles de tensión en las barras de AT y MT donde se realice la entrega de suministro eléctrico de- ben cumplir con las tolerancias que establece la NTC- SE, mientras que en los casos en que no exista entrega de suministro en AT los límites de los rangos de regula- ción de tensión de los transformadores AT/MT deben permitir cumplir con los niveles de tensión establecidos en la NTCSE para el suministro eléctrico desde la red de distribución primaria. 14.2.2. Interrupciones Las interrupciones, tanto en número como en dura- ción, originadas por contingencias ocurridas en las lí- neas de transmisión y SET, deben estar dentro de las tolerancias que establece la NTCSE. 14.3. Criterios de Confiabilidad del Servicio14.3.1. Desde el punto de vista económico, la falta de suministro parcial o total a los usuarios finales, denomi- nada Energía No suministrada (ENS), representa un perjuicio en la producción y en la satisfacción de los usuarios según sean consumidores de energía del sec- tor productivo, comercial o residencial. 14.3.2. Sólo para el caso de líneas en MAT y AT del sector típico 1 o para aquellas que alimentan cargas especiales, se considera el criterio de planificación co- nocido como "N-1 y para las SET’s se considerará trans- formadores de reserva y subestaciones móviles, debi- damente justificados.| 14.4. Criterios Básicos de Diseño.14.4.1. Se considera un factor de potencia de 0,95 en barras de MT de las SET’s AT/MT. 14.4.2. Para las líneas en MAT, AT y SET, se consi- dera un factor de utilización (f.u.) máximo de 1,0 en ope- ración normal para la condición de máxima demanda y, en contingencia se considera un f.u. máximo de 1,2. 14.4.3. Subestaciones de Transmisión 14.4.3.a Transformadores de potencia en SET’s de acuerdo a características y tamaños existentes en el mercado. Se puede considerar la rotación de transfor- madores, sin embargo el criterio que debe primar es el de mínimo costo. 14.4.3.b En zonas rurales o urbanas de baja carga, las SET’s AT/MT se definen para una capacidad total (máxima) y se considera un sistema de barras simplecon acoplamiento longitudinal tanto en AT como en MT. La propuesta de una configuración distinta a la indicada deberá ser debidamente sustentada. 14.4.3.c La configuración de barras de las SET’s MAT/ AT, MAT/AT/MT y AT/MT debe corresponder a la optimi- zación del SST de manera integral. 14.4.4. Redes de Transmisión Para las redes de MAT y AT, se considerarán los tipos y secciones de conductor, así como el tipo de es- tructuras que requieren los sistemas eléctricos, de acuerdo con la ubicación geográfica de las instalacio- nes. Artículo 15º.- Metodología a seguir para la Defi- nición del SEA 15.1. La determinación del plan de desarrollo de un determinado sistema de transmisión, es un pro- ceso que parte de la fijación de metas y objetivos, y en el cual se deben evaluar varias alternativas técni- cas por medio de un determinado modelo económi- co-financiero. 15.2. El plan de expansión del sistema debe ser eco- nómica y ambientalmente aceptable, entendiéndose por aceptable el cumplir con la normativa referente a la pro- tección del medio ambiente, estética y seguridad pública y satisfacer los criterios de desempeño establecidos en el Código Nacional de Electricidad. La selección de la mejor alternativa implica decisiones en las cuales dichos atributos son los más importantes. 15.3. El planeamiento de un sistema no es estático, ya que siempre se presentan cambios en el escenario de suministro de energía y por la incertidumbre en las previsiones de incremento de la demanda. Debido a que tanto el sistema como las condiciones externas pueden tener continuos cambios, los planes tienen que ser flexi- bles y adaptables a futuros cambios. 15.4. Por lo expuesto, debe considerarse las siguien- tes cinco etapas principales para el planeamiento de los sistemas: - Identificación de las debilidades del sistema. - Desarrollo de las alternativas de ampliaciones y refuerzos del sistema. - Análisis técnico de alternativas - Análisis económico y selección de la mejor alterna- tiva - Plan de Desarrollo del Sistema 15.5. La metodología a aplicarse se ha dividido en tres etapas principales: 15.5.1. Proyección espacial de la carga 15.5.2. Determinación del SEA para el año final del período de estudio (año 15) 15.5.3. Determinación secuencial del SEA para los años 1, 2, y así sucesivamente hasta el año 14, toman- do como punto de partida la red correspondiente al SEA del año inicial del estudio, definiendo el desarrollo pro- gresivo de la red, tomando siempre como objetivo alcan- zar el SEA del año 15, previamente definido. 15.6. Como en todo proceso de planeamiento de sistemas eléctricos, las etapas 15.5.2 y 15.5.3 indica- das consisten en procesos iterativos, en los cuales se plantean y procesan varias alternativas (principal- mente en cuanto a ubicación de nuevas SET, enlaces topológicos entre SET y recorrido de las nuevas lí- neas), de ellas se hace una primera selección de al- ternativas técnicamente factibles (es decir, que cum- plan con todos los requerimientos técnicos en cuanto a capacidad de transporte, niveles de tensión y con- fiabilidad) y de éstas se selecciona la que es econó- micamente más conveniente. CAPÍTULO TERCERO Costos de Inversión de Líneas y Subestaciones de Transmisión Artículo 16º.- Criterios16.1. La valorización de las líneas y SET correspon- dientes al SEA previamente definido, se realiza aplican-