Norma Legal Oficial del día 26 de febrero del año 2014 (26/02/2014)

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TEXTO DE LA PÁGINA 27

El Peruano Miercoles 26 de febrero de 2014

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3.2.5.2. En los respectivos programas de corto plazo se informara las unidades programadas Por Seguridad, con el respectivo sustento. 3.3. PROGRAMACION DE UNIDADES POR SEGURIDAD A SOLICITUD DE UN USUARIO DEL MORDAZA 3.3.1. En caso de mantenimiento del sistema de transmision, si algun Usuario del MORDAZA ubicado en la MORDAZA de influencia del mantenimiento, requiere incrementar el nivel de seguridad en su area operativa, conforme lo senala el numeral 3.1.3, podra solicitar la programacion y operacion de una o mas unidades de generacion Por Seguridad siempre y cuando se comprometa asumir las compensaciones senaladas en el numeral 3.4.1. 3.3.2. La solicitud se realizara mediante correo electronico al COES (spr@coes.org.pe) y debera incluir las fechas y periodos de operacion de las unidades solicitadas. La solicitud debera ser alcanzada MORDAZA del vencimiento del plazo de entrega de informacion para el Programa Semanal de Operacion. 3.3.3. La solicitud debera ser confirmada por su Suministrador y los Titulares de las unidades Por Seguridad mediante cartas dirigidas a la Direccion Ejecutiva dentro del plazo de entrega de informacion para el Programa Diario de Operacion. Dicho Suministrador sera responsable en las transferencias de energia activa mensual por la asignacion de la compensacion senalada en el numeral 3.4.1. 3.3.4. El COES atendera la solicitud siempre y cuando se hayan cumplido lo senalado en los numerales anteriores. El COES podra rechazar o cancelar la Operacion Por Seguridad solicitada por el Usuario debido a necesidades del despacho u operacion del SEIN. 3.4. COMPENSACION 3.4.1. Las compensaciones seran determinadas multiplicando la energia producida por la diferencia entre su Costo Variable y el Costo Marginal de Corto Plazo en la MORDAZA de la unidad termica. Para estos efectos, el Costo Variable sera determinado de acuerdo a la metodologia establecida en el numeral 9.2 del Procedimiento Tecnico COES PR-33. Se incluiran en las compensaciones de los costos por consumo de combustible de arranque-parada y de baja eficiencia en las rampas de carga-descarga, si son aplicables, determinados de acuerdo al Procedimiento Tecnico COES PR-33. 3.4.2. Todos los Generadores Integrantes pagaran las compensaciones resultantes del numeral 3.4.1 en proporcion a la Energia Activa total que hayan retirado del MORDAZA para atender a sus Clientes Libres y Distribuidoras en el mes anterior al de la valorizacion, siempre y cuando las compensaciones no hayan sido producto de la aplicacion del numeral 3.3. 3.4.3. Las compensaciones Por Seguridad formaran parte de la valorizacion de transferencias de energia activa mensual elaborado en cumplimiento del Procedimiento Tecnico COES PR-10 "Valorizacion de las Transferencias de Energia Activa entre Integrantes del COES" o aquel que lo sustituya. 4. PROGRAMACION Y COMPENSACION UNIDADES DE GENERACION POR SEGURIDAD DE

3.2.1. TASA DE OCURRENCIA DE MORDAZA 3.2.1.1. Se calcula la tasa de ocurrencia de MORDAZA para cada uno de los equipos que conforman el sistema de transmision del SEIN. Se considerara la estacionalidad en la tasa de ocurrencia de la MORDAZA y la experiencia reciente. 3.2.1.2. La tasa de ocurrencia de MORDAZA se calcula para los periodos de avenida y estiaje, sobre la base de la estadistica de MORDAZA de los ultimos 10 anos. En caso que la estadistica de MORDAZA de algun equipo del MORDAZA sea menor a 10 anos, se completara con la estadistica de equipos del MORDAZA similares en ubicacion y nivel de tension o capacidad. Para el caso de lineas de transmision, la tasa de ocurrencia de MORDAZA se corregira en funcion a su longitud. 3.2.1.3. La tasa de ocurrencia de MORDAZA del periodo estacional de cada uno de los 10 anos es el cociente entre el numero de fallas del periodo estacional y la cantidad de dias del mismo periodo. La tasa de ocurrencia de MORDAZA de un equipo para el periodo estacional es el promedio de las tasas de ocurrencia de MORDAZA de cada uno de los ultimos 10 anos. Si esta tasa de ocurrencia de MORDAZA 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 MORDAZA como mantenimientos de equipos en servicio, puntos calientes, etc., la Direccion de Operaciones del COES publicara en el MORDAZA Web del COES, la tasa de MORDAZA a utilizar en cada caso. Asimismo, la Direccion de Operaciones del COES publicara en el MORDAZA Web del COES, las tasas de ocurrencia de MORDAZA de los equipos del sistema de transmision mayores a 100 kV para cada periodo estacional conforme a lo senalado en el numeral 4.1.3 y lo actualizara en enero de cada ano. 3.2.2. SELECCION DE ALTERNATIVAS 3.2.2.1. Para cada equipo seleccionado, se efectuara analisis electricos ante la desconexion definitiva del equipo y se planteara alternativas de operacion de unidades de generacion fuera del despacho a fin de atenuar las consecuencias de interrupcion de suministro ante la ocurrencia de la contingencia analizada. 3.2.3. ENERGIA NO SERVIDA (ENS) 3.2.3.1. En el escenario inicial, en el cual no se opera unidades Por Seguridad, mediante el analisis electrico 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 mas unidades de generacion Por Seguridad, mediante el analisis electrico se estima la potencia interrumpida en caso de ocurrencia de la Contingencia. 3.2.3.3. Para la estimacion de la ENS se considera un tiempo de reposicion igual al promedio de los tiempos de reposicion de eventos de desconexion del mismo equipo analizado, de los ultimos 10 anos. En caso de no contar con informacion estadistica se utilizara una (1) hora. 3.2.3.4. Para cada escenario, la ENS es el producto de la potencia interrumpida por el tiempo de reposicion. 3.2.4. VALORIZACION DE LOS ESCENARIOS 3.2.4.1. Se valorizara el costo previsto del escenario inicial y del escenario de cada alternativa analizada. 3.2.4.2. El costo previsto de cada escenario se hallara sumando el costo de operacion mas el producto de la tasa de ocurrencia de MORDAZA por la ENS correspondiente y por el costo unitario de la ENS. Costo Previsto = Costo de Operacion del MORDAZA + Tasa de Ocurrencia de MORDAZA 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 elaboracion del ultimo Plan de Transmision. 3.2.5. TOMA DE DECISION 3.2.5.1. Se programa la operacion de una o mas 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 mas escenarios con costos esperado menor al 90%, se tomara como escenario alternativo el de menor costo.

4.1. CONSIDERACIONES 4.1.1. Sera aplicable a las Centrales de Reserva Fria de Generacion a las que se refiere el Procedimiento Tecnico COES PR-42 "Regimen Aplicable a las Centrales de Reserva Fria de Generacion". 4.1.2. El regimen aplicable a las compensaciones que resulten de la operacion de las Centrales de Reserva Fria senaladas en el numeral precedente, asi como todo otro aspecto no regulado para la operacion de estas centrales en el presente Anexo, debera sujetarse a lo dispuesto en el Procedimiento Tecnico COES PR-42. 4.2. PROGRAMACION El COES debera ordenar la operacion de las Centrales de Reserva Fria de Generacion, a las que se refiere el Procedimiento Tecnico COES PR-42, por razones de Seguridad, a fin de garantizar el suministro de energia electrica a los Usuarios del SEIN. 1054621-1