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NORMAS LEGALES El Peruano Lima, sábado 28 de agosto de 2010 424582 El resultado del número de arranques por año será redondeado por exceso. Si el número de arranques históricos por año (Sanual) es igual a cero o no se tiene la cantidad mínima de años de registros históricos exigidos, el COES defi nirá un número de arranques de acuerdo a los registros históricos de una unidad semejante, considerando el tipo de tecnología, rango de potencia y/o régimen de operación. 10.2 Determinación de los escenarios de horas de operación de las unidades termoeléctricas del SEIN Los escenarios de operación que serán considerados son los siguientes: i) Cero horas de operación anual, para obtener el costo fi jo de mantenimiento. ii) Mínimo horas de operación anual, que corresponde al mínimo horas de operación anual de la información histórica de los últimos cuatro (4) años. Para las unidades que no tengan registro histórico de 4 años, por ejemplo unidades nuevas, se podrá aceptar como mínimo dos (2) años de registro histórico. iii) Promedio de horas de operación anual, que corresponde la media aritmética (promedio) de la información histórica de los últimos cuatro (4) años. Para las unidades que no tengan registro histórico de cuatro (4) años, por ejemplo unidades nuevas, se podrá aceptar como mínimo dos (2) años de registro histórico. iv) Máximo horas de operación anual, que corresponde a una operación extrema es igual a las 8760 horas del año, menos las indisponibilidades. Las indisponibilidades se determinan como la suma del promedio de número de horas de indisponibilidad por salidas programadas y el promedio de número de horas de indisponibilidad por salidas forzadas. Esta información será tomada de la información histórica de los últimos cuatro (4) años. Si las horas de operación históricas por año es igual a cero o no se tiene la cantidad mínima de años de registros históricos exigidos, el COES defi nirá los escenarios de operación de acuerdo a los registros históricos de una unidad semejante considerando el tipo de tecnología, rango de potencia y/o régimen de operación. 10.3 Determinación de los Costos Variables de Mantenimiento y de los Costos de Mantenimiento por Arranque 10.3.1 Metodología de Desagregación de Costos Se deberán simular escenarios de operación posibles de efectuar, de acuerdo al numeral 10.2, durante la vida útil de la unidad termoeléctrica, inmersa en el sistema eléctrico interconectado. Para el efecto, se aceptará la simplifi cación de que en cada cálculo, la unidad operará durante toda su vida útil sólo bajo una condición de operación anual (un escenario posible). La variedad de condiciones de operación anuales con las que operará en la realidad se toma en cuenta (al menos al nivel teórico) al promediar los resultados de cada una de las condiciones teóricas evaluadas. Para cada diversa tecnología, los escenarios de operación deberán basarse en lo siguiente: i) Turbinas a gas y ciclo combinados: familias de operación en función del número de arranques por año (Sanual) y del número de horas de operación. ii) Motores reciprocantes: familias de operación de horas de operación anuales. iii) Turbinas a vapor: familias de operación de horas de operación anuales. Cada escenario de operación anual deberá extenderse para la vida útil de la unidad de generación. Para el efecto se considerará en todos los casos una vida útil de 20 años, es decir, la operación deberá elaborarse suponiendo que la unidad fuera nueva, no importando la antigüedad real de la unidad. Todos los escenarios de operación se efectuarán suponiendo que la unidad de generación operará siempre al nivel de la Potencia Efectiva vigente reconocida por el COES. De esta manera, las horas de operación anuales se determinan como el cociente de la producción anual y la potencia efectiva de la unidad. De la misma manera, si la simulación se efectuará a partir de horas de operación anuales, la producción anual se determinará considerando un nivel de potencia igual al de potencia efectiva. En los escenarios de operación no se considerarán operaciones de tipo especial, como arranques y tomas de carga rápidas, generación a potencias mayores a la potencia efectiva reconocida, etc. Para cada escenario de operación considerado (o familias de operación), el fl ujo de mantenimiento y el correspondiente fl ujo de costos asociados (hasta ahora expresados en función del contador), deberán ser reexpresados en función de horas calendario, producto del propio escenario de operación simulado. Luego de lo cual, se deberá calcular el costo total actualizado del mantenimiento a lo largo de la vida útil de la unidad, así como la anualidad representativa de dicho costo total también a lo largo de la vida útil de la unidad. La tasa de actualización deberá ser la fi jada en el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas. La anualidad de los costos totales de mantenimiento de la unidad se expresará también en función de la producción anual de energía de cada escenario de la operación. 10.3.2 Costo Variable de Mantenimiento (CVM) La pendiente de la regresión lineal de las anualidades del costo total de mantenimiento en función de la producción anual de energía de la unidad para todos los escenarios de las operaciones consideradas, será considerada como el costo variable de mantenimiento CVM de la unidad. En el caso de unidades de generación donde el contador considera “número de arranques”, el CVM será determinado con la pendiente de la regresión lineal de las anualidades del costo total de mantenimiento en función de la producción anual de energía de la unidad para el número de arranques por año (Sanual). 10.3.3 Costo Fijo Anual de Mantenimiento (CFAM) y Costo de Mantenimiento por Arranque (CMarr) El intercepto con las ordenadas de la regresión lineal de las anualidades del costo total de mantenimiento en función de la producción anual de energía de la unidad para todos los escenarios de las operaciones consideradas, será considerado como el costo fi jo anual de mantenimiento (CFAM) de la unidad. En el caso de unidades de generación donde el contador considera “número de arranques”, el CFAM será determinado con el intercepto con las ordenadas de la regresión lineal de las anualidades del costo total de mantenimiento en función de la producción anual de energía de la unidad para el número de arranques por año (Sanual). En este último caso, el cociente de CFAM determinado y el número de arranques por año (Sanual), será considerado como el costo de mantenimiento por arranque (CMarr) de la unidad. En el Anexo 2, se muestran ejemplos prácticos para una mejor comprensión. 11. FORMATOS El COES establecerá los formatos impresos y/o digitales para la entrega de información por parte de los Integrantes del COES en conformidad con el presente procedimiento. ANEXO 1 TURBINAS A GAS O CICLO COMBINADO Contador: Horas Equivalentes de Operación HEO (función de horas de operación, número de arranques, etc.) Categoría de Mantenimiento Periodos HEO Menor de la Sección de Combustores 2 000 Mayor de la Sección de Combustores 8 000 De la Sección de Turbina (Ruta de Gases Calientes) 24 000 Mayor 48 000