Norma Legal Oficial del día 04 de octubre del año 2013 (04/10/2013)

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TEXTO DE LA PÁGINA 30

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2.5. Para cada nivel considerado en los numerales 1.7 y 2.3 del presente anexo, se MORDAZA simulaciones de la operacion utilizando la metodologia establecida para la programacion de mediano plazo y estimara 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 graficara la curva de costos versus reserva en porcentaje y en el se graficara tambien el costo total. Luego, se ubicara el valor porcentual de la reserva que signifique el menor costo, segun se puede apreciar en la Figura A.1. Este porcentaje de reserva referido a la demanda, sera corregido para lo cual se debera descontar la generacion que de acuerdo a la NTCOTR esta exonerada de realizar RPF.

El Peruano Viernes 4 de octubre de 2013

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 estadisticas y la experiencia operativa de los ultimos tres (3) anos, se estimara los tiempos medios de recuperacion en funcion 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 Energia No Suministrada, usado en el Plan de Transmision vigente. 4. COSTO DE LA ENERGIA NO SERVIDA POR VARIACION DE LA DEMANDA 4.1. Para determinar la ENS por la conexion intempestiva de MORDAZA bloques de demanda, se identificaran 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 seria necesaria rechazar/racionar para cada evento se determina mediante simulaciones dinamicas. El COES encontrara los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, despues de transcurridos 30 segundos de ocurrido el evento, el valor de frecuencia requerido segun lo indicado en el numeral 1.3 del presente anexo. 4.3. En la determinacion de la reserva para RPF debe considerarse solo las desconexiones de demanda que serian evitables al aumentar esta reserva. Dicho valor se determina: a) En las simulaciones dinamicas se identifica el valor de reserva para RPF a partir del cual no se reducen los cortes de demanda imputables al esquema de desconexion automatico de carga; b) Para cada nivel de reserva se determina el corte asociado al esquema de rechazo automatico de carga imputable a un deficit 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 simulacion para llevar la frecuencia al valor estado cuasi estable definido el numeral 1.3 del presente anexo. 4.4. Considerar para estos analisis la respuesta autorregulante de la carga frente a la frecuencia. El no considerar este efecto sobrestimaria las consecuencias que para la frecuencia originan los eventos de generacion y equipos de la red que impliquen salidas de generacion. 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, basandose en las estadisticas y en la experiencia operativa de los ultimos tres (3) anos, estimara los tiempos medios de recuperacion en funcion 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 Energia No Servida, usado en el Plan de Transmision vigente. ANEXO Nº 2 EJEMPLO DE EVALUACION DEL CUMPLIMIENTO DE LA RPF EN ESTADO NORMAL (NUMERAL 11.2.2 DEL PROCEDIMIENTO) A continuacion se muestra un ejemplo de la evaluacion del cumplimiento de la RPF en estado normal, siguiendo lo establecido en el numeral 11.2.2 del presente Procedimiento Tecnico. Supongase que se dispone del siguiente conjunto de datos para una determina Unidad de generacion: Potencia MORDAZA 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 minima para filtrar los datos utilizando la expresion detallada en el literal d) del numeral 11.2.2 del Procedimiento Tecnico: 60 60*5*3/10000 = 59,91 Hz.

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Costo Total

Costo Servicio

Costo Demanda

%Reserva

Figura A.1 Costo versus Reserva del sistema. 3. COSTO DE LA ENERGIA NO SERVIDA POR PERDIDAS DE GENERACION 3.1. La demanda que es necesaria desconectar para cada evento, se determina mediante simulaciones dinamicas ante desconexiones de generacion y equipos de la red que impliquen salidas de servicio de generacion. El COES encontrara los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, despues de transcurridos 30 segundos de ocurrido el evento, el valor de la frecuencia cuasi estable segun lo indicado en el numeral 1.3 del presente anexo. Mediante estas simulaciones dinamicas tambien se determinara el valor de estatismo que deberian tener las Unidades de generacion, asi como los valores recomendados de velocidad de toma de carga, u otro parametro importante, de las centrales que deben realizar regulacion secundaria de frecuencia. 3.2. En la determinacion de la Reserva Rotante para la RPF debe considerarse solo las desconexiones de demanda que serian evitadas al aumentar esta reserva. Dicho valor se determina: a) En las simulaciones dinamicas se identifica el valor de Reserva Rotante para la RPF a partir del cual no se reduce los cortes de demanda imputables al esquema de rechazo automatico de carga; b) Para cada nivel de Reserva Rotante se determina el corte asociado al esquema de rechazo automatico de carga imputable a un deficit de reserva para RPF. Dicho valor corresponde a la diferencia entre el corte realizado y el valor encontrado en el item a) del numeral 3.2; c) Adicionalmente, se consideran las desconexiones que se requieren en la simulacion para llevar la frecuencia al valor estado cuasi estable definido en el numeral 1.3 del presente anexo. 3.3. Se debe considerar la informacion utilizada en el ultimo Estudio de rechazo automatico de carga. 3.4. Para cada periodo de evaluacion, la demanda desconectada se afecta con la tasa de salidas forzadas de generacion y equipos de la red que impliquen desconexiones de generacion mayores a la desconexion de generacion que se simula. Dicha tasa se determina con la historia de las salidas forzadas (FOR) para las 24 horas del dia para un periodo historico de los ultimos treinta y seis (36) meses. La duracion de las salidas forzadas debe evaluarse desde que la unidad sale de servicio, hasta que es declarada disponible.