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El Peruano Miércoles 26 de febrero de 2014 517549 3.2.1. TASA DE OCURRENCIA DE FALLA 3.2.1.1. Se calcula la tasa de ocurrencia de falla para cada uno de los equipos que conforman el sistema de transmisión del SEIN. Se considerará la estacionalidad en la tasa de ocurrencia de la falla y la experiencia reciente. 3.2.1.2. La tasa de ocurrencia de falla se calcula para los períodos de avenida y estiaje, sobre la base de la estadística de falla de los últimos 10 años. En caso que la estadística de falla de algún equipo del SEIN sea menor a 10 años, se completará con la estadística de equipos del SEIN similares en ubicación y nivel de tensión o capacidad. Para el caso de líneas de transmisión, la tasa de ocurrencia de falla se corregirá en función a su longitud. 3.2.1.3. La tasa de ocurrencia de falla del período estacional de cada uno de los 10 años es el cociente entre el número de fallas del período estacional y la cantidad de días del mismo período. La tasa de ocurrencia de falla de un equipo para el período estacional es el promedio de las tasas de ocurrencia de falla de cada uno de los últimos 10 años. Si esta tasa de ocurrencia de falla estacional de un equipo es igual o mayor a 0,015, entonces el equipo es seleccionado. 3.2.1.4. En los casos de situaciones de mayor riesgo de falla como mantenimientos de equipos en servicio, puntos calientes, etc., la Dirección de Operaciones del COES publicará en el portal Web del COES, la tasa de falla a utilizar en cada caso. Asimismo, la Dirección de Operaciones del COES publicará en el portal Web del COES, las tasas de ocurrencia de falla de los equipos del sistema de transmisión mayores a 100 kV para cada periodo estacional conforme a lo señalado en el numeral 4.1.3 y lo actualizará en enero de cada año. 3.2.2. SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS 3.2.2.1. Para cada equipo seleccionado, se efectuará análisis eléctricos ante la desconexión defi nitiva del equipo y se planteará alternativas de operación de unidades de generación fuera del despacho a fi n de atenuar las consecuencias de interrupción de suministro ante la ocurrencia de la contingencia analizada. 3.2.3. ENERGÍA NO SERVIDA (ENS) 3.2.3.1. En el escenario inicial, en el cual no se opera unidades Por Seguridad, mediante el análisis eléctrico se estima la potencia interrumpida en el caso de ocurrencia de la Contingencia. 3.2.3.2. En cada escenario de las alternativas analizadas, en el cual se encuentra operando una o más unidades de generación Por Seguridad, mediante el análisis eléctrico se estima la potencia interrumpida en caso de ocurrencia de la Contingencia. 3.2.3.3. Para la estimación de la ENS se considera un tiempo de reposición igual al promedio de los tiempos de reposición de eventos de desconexión del mismo equipo analizado, de los últimos 10 años. En caso de no contar con información estadística se utilizará una (1) hora. 3.2.3.4. Para cada escenario, la ENS es el producto de la potencia interrumpida por el tiempo de reposición. 3.2.4. VALORIZACIÓN DE LOS ESCENARIOS 3.2.4.1. Se valorizará el costo previsto del escenario inicial y del escenario de cada alternativa analizada. 3.2.4.2. El costo previsto de cada escenario se hallará sumando el costo de operación más el producto de la tasa de ocurrencia de falla por la ENS correspondiente y por el costo unitario de la ENS. Costo Previsto = Costo de Operación del SEIN + Tasa de Ocurrencia de Falla x ENS x Costo Unitario de ENS. 3.2.4.3. Se considera el valor del costo unitario de la ENS igual al utilizado en la elaboración del último Plan de Transmisión. 3.2.5. TOMA DE DECISIÓN 3.2.5.1. Se programa la operación de una o más unidades Por Seguridad, siempre que el costo previsto del escenario de la alternativa seleccionada sea menor al 90 % del costo esperado del escenario inicial. En el caso, que existan dos o más escenarios con costos esperado menor al 90%, se tomará como escenario alternativo el de menor costo. 3.2.5.2. En los respectivos programas de corto plazo se informará las unidades programadas Por Seguridad, con el respectivo sustento. 3.3. PROGRAMACIÓN DE UNIDADES POR SEGURIDAD A SOLICITUD DE UN USUARIO DEL SEIN 3.3.1. En caso de mantenimiento del sistema de transmisión, si algún Usuario del SEIN ubicado en la zona de infl uencia del mantenimiento, requiere incrementar el nivel de seguridad en su área operativa, conforme lo señala el numeral 3.1.3, podrá solicitar la programación y operación de una o más unidades de generación Por Seguridad siempre y cuando se comprometa asumir las compensaciones señaladas en el numeral 3.4.1. 3.3.2. La solicitud se realizará mediante correo electrónico al COES (spr@coes.org.pe) y deberá incluir las fechas y períodos de operación de las unidades solicitadas. La solicitud deberá ser alcanzada antes del vencimiento del plazo de entrega de información para el Programa Semanal de Operación. 3.3.3. La solicitud deberá ser confi rmada por su Suministrador y los Titulares de las unidades Por Seguridad mediante cartas dirigidas a la Dirección Ejecutiva dentro del plazo de entrega de información para el Programa Diario de Operación. Dicho Suministrador será responsable en las transferencias de energía activa mensual por la asignación de la compensación señalada en el numeral 3.4.1. 3.3.4. El COES atenderá la solicitud siempre y cuando se hayan cumplido lo señalado en los numerales anteriores. El COES podrá rechazar o cancelar la Operación Por Seguridad solicitada por el Usuario debido a necesidades del despacho u operación del SEIN. 3.4. COMPENSACIÓN 3.4.1. Las compensaciones serán determinadas multiplicando la energía producida por la diferencia entre su Costo Variable y el Costo Marginal de Corto Plazo en la barra de la unidad térmica. Para estos efectos, el Costo Variable será determinado de acuerdo a la metodología establecida en el numeral 9.2 del Procedimiento Técnico COES PR-33. Se incluirán en las compensaciones de los costos por consumo de combustible de arranque-parada y de baja efi ciencia en las rampas de carga-descarga, si son aplicables, determinados de acuerdo al Procedimiento Técnico COES PR-33. 3.4.2. Todos los Generadores Integrantes pagarán las compensaciones resultantes del numeral 3.4.1 en proporción a la Energía Activa total que hayan retirado del SEIN para atender a sus Clientes Libres y Distribuidoras en el mes anterior al de la valorización, siempre y cuando las compensaciones no hayan sido producto de la aplicación del numeral 3.3. 3.4.3. Las compensaciones Por Seguridad formarán parte de la valorización de transferencias de energía activa mensual elaborado en cumplimiento del Procedimiento Técnico COES PR-10 “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Integrantes del COES” o aquel que lo sustituya. 4. PROGRAMACION Y COMPENSACIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN POR SEGURIDAD 4.1. CONSIDERACIONES 4.1.1. Será aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación a las que se refi ere el Procedimiento Técnico COES PR-42 “Régimen Aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación”. 4.1.2. El régimen aplicable a las compensaciones que resulten de la operación de las Centrales de Reserva Fría señaladas en el numeral precedente, así como todo otro aspecto no regulado para la operación de estas centrales en el presente Anexo, deberá sujetarse a lo dispuesto en el Procedimiento Técnico COES PR-42. 4.2. PROGRAMACIÓN El COES deberá ordenar la operación de las Centrales de Reserva Fría de Generación, a las que se refi ere el Procedimiento Técnico COES PR-42, por razones de Seguridad, a fi n de garantizar el suministro de energía eléctrica a los Usuarios del SEIN. 1054621-1