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El Peruano Viernes 4 de octubre de 2013 504284 2.5. Para cada nivel considerado en los numerales 1.7 y 2.3 del presente anexo, se hará simulaciones de la operación utilizando la metodología establecida para la programación de mediano plazo y estimará el sobrecosto, respecto de un escenario base sin reserva. 2.6. Con cada uno de los costos hallados en los numerales 2.1 y 2.2 se grafi cará la curva de costos versus reserva en porcentaje y en él se grafi cará también el costo total. Luego, se ubicará el valor porcentual de la reserva que signifi que el menor costo, según se puede apreciar en la Figura A.1. Este porcentaje de reserva referido a la demanda, será corregido para lo cual se deberá descontar la generación que de acuerdo a la NTCOTR está exonerada de realizar RPF. %Reserva $ Costo Demanda Costo Total Costo Servicio Costo Demanda Costo Total Costo Servicio Figura A.1 Costo versus Reserva del sistema. 3. COSTO DE LA ENERGÍA NO SERVIDA POR PÉRDIDAS DE GENERACIÓN 3.1. La demanda que es necesaria desconectar para cada evento, se determina mediante simulaciones dinámicas ante desconexiones de generación y equipos de la red que impliquen salidas de servicio de generación. El COES encontrará los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, después de transcurridos 30 segundos de ocurrido el evento, el valor de la frecuencia cuasi estable según lo indicado en el numeral 1.3 del presente anexo. Mediante estas simulaciones dinámicas también se determinará el valor de estatismo que deberían tener las Unidades de generación, así como los valores recomendados de velocidad de toma de carga, u otro parámetro importante, de las centrales que deben realizar regulación secundaria de frecuencia. 3.2. En la determinación de la Reserva Rotante para la RPF debe considerarse sólo las desconexiones de demanda que serían evitadas al aumentar esta reserva. Dicho valor se determina: a) En las simulaciones dinámicas se identifi ca el valor de Reserva Rotante para la RPF a partir del cual no se reduce los cortes de demanda imputables al esquema de rechazo automático de carga; b) Para cada nivel de Reserva Rotante se determina el corte asociado al esquema de rechazo automático de carga imputable a un défi cit de reserva para RPF. Dicho valor corresponde a la diferencia entre el corte realizado y el valor encontrado en el ítem a) del numeral 3.2; c) Adicionalmente, se consideran las desconexiones que se requieren en la simulación para llevar la frecuencia al valor estado cuasi estable defi nido en el numeral 1.3 del presente anexo. 3.3. Se debe considerar la información utilizada en el último Estudio de rechazo automático de carga. 3.4. Para cada periodo de evaluación, la demanda desconectada se afecta con la tasa de salidas forzadas de generación y equipos de la red que impliquen desconexiones de generación mayores a la desconexión de generación que se simula. Dicha tasa se determina con la historia de las salidas forzadas (FOR) para las 24 horas del día para un periodo histórico de los últimos treinta y seis (36) meses. La duración de las salidas forzadas debe evaluarse desde que la unidad sale de servicio, hasta que es declarada disponible. 3.5. Con lo indicado anteriormente se estima la potencia desconectada. Para determinar la ENS es necesario estimar el tiempo que tarda el sistema en restablecerse luego de cada contingencia. Para esto, sobre la base de las estadísticas y la experiencia operativa de los últimos tres (3) años, se estimará los tiempos medios de recuperación en función de la carga desconectada. 3.6. Una vez estimada la ENS se determina el costo de la misma, al multiplicarla por el Costo de la Energía No Suministrada, usado en el Plan de Transmisión vigente. 4. COSTO DE LA ENERGÍA NO SERVIDA POR VARIACIÓN DE LA DEMANDA 4.1. Para determinar la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda, se identifi carán las cargas de magnitudes iguales o mayores a 2% de la demanda y que toman completamente dicha carga en 1 minuto. 4.2. La demanda que sería necesaria rechazar/racionar para cada evento se determina mediante simulaciones dinámicas. El COES encontrará los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, después de transcurridos 30 segundos de ocurrido el evento, el valor de frecuencia requerido según lo indicado en el numeral 1.3 del presente anexo. 4.3. En la determinación de la reserva para RPF debe considerarse sólo las desconexiones de demanda que serían evitables al aumentar esta reserva. Dicho valor se determina: a) En las simulaciones dinámicas se identifi ca el valor de reserva para RPF a partir del cual no se reducen los cortes de demanda imputables al esquema de desconexión automático de carga; b) Para cada nivel de reserva se determina el corte asociado al esquema de rechazo automático de carga imputable a un défi cit de reserva para RPF. Dicho valor corresponde a la diferencia entre el corte de carga realizado y el valor encontrado en el literal a) del numeral 4.3 anterior. c) Adicionalmente, se consideran las desconexiones que se requieren en la simulación para llevar la frecuencia al valor estado cuasi estable defi nido el numeral 1.3 del presente anexo. 4.4. Considerar para estos análisis la respuesta autorregulante de la carga frente a la frecuencia. El no considerar este efecto sobrestimaría las consecuencias que para la frecuencia originan los eventos de generación y equipos de la red que impliquen salidas de generación. 4.5. Con lo indicado anteriormente se estima la potencia desconectada. Para determinar la ENS es necesario estimar el tiempo que tarda el sistema en restablecer cada contingencia. Para esto, el COES, basándose en las estadísticas y en la experiencia operativa de los últimos tres (3) años, estimará los tiempos medios de recuperación en función de la carga desconectada. 4.6. Una vez estimada la ENS se determina el costo de la misma al multiplicarla por el Costo de la Energía No Servida, usado en el Plan de Transmisión vigente. ANEXO Nº 2 EJEMPLO DE EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA RPF EN ESTADO NORMAL (NUMERAL 11.2.2 DEL PROCEDIMIENTO) A continuación se muestra un ejemplo de la evaluación del cumplimiento de la RPF en estado normal, siguiendo lo establecido en el numeral 11.2.2 del presente Procedimiento Técnico. Supóngase que se dispone del siguiente conjunto de datos para una determina Unidad de generación: Potencia máxima 125MW. Porcentaje de Reserva asignada 3% Estatismo 5% 1. Se obtiene el valor inferior de la frecuencia de acuerdo al numeral 11.2.2: 60 - 0,15 =59,85 Hz 2. Se determina la frecuencia mínima para fi ltrar los datos utilizando la expresión detallada en el literal d) del numeral 11.2.2 del Procedimiento Técnico: 60 - 60*5*3/10000 = 59,91 Hz.