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NORMAS LEGALES Domingo 19 de junio de 2016 / El Peruano 590004 Volúmenes mínimos y máximo almacenables de los embalses que han sido clasi fi cados como estacionales y semanales de acuerdo al Anexo 3 del PR-41. Optativamente se puede considerar los embalses con capacidad horaria utilizando un modelo simpli fi cado de reservorio con un Factor de Regulación de fi nido por el Agente o establecido por el COES. Eventualmente, para fi nes operativos, estos límites pueden cambiar dentro del horizonte de optimización con el sustento correspondiente. b) Mínimo caudal turbinable:El modelo debe prever variables de holgura con penalización por incumplimiento en la función objetivo. c) Máximo caudal turbinable:Caudal correspondiente al valor de potencia efectiva determinado en aplicación del Procedimiento Técnico COES PR-18 “Determinación de la Potencia Efectiva de las Centrales Hidroeléctricas”. 2.2 Límites técnicos operativos de la generación térmica a) Límite máximo técnico: Los despachos deben respetar los límites de potencia máxima de la unidad. b) Unidades de Generación forzadas: El modelo debe permitir el ingreso de Unidades de Generación forzadas por etapa y por bloque horario a fi n de modelar condiciones de seguridad, tensión o similares en el SEIN. 2.3 Restricciones de la red de transmisión a) Límites máximos de potencia activa para una línea o conjunto de líneas de interconexión seleccionadas y para equipos de transformación. b) Flujos de potencia, que permitan la determinación como mínimo de fl ujos de potencia activa en sistemas mallados ( fl ujos de potencia en corriente continua - DC). c) Pérdidas de transmisión: Cuadráticas o linealizadas. 2.4 Otras restriccionesa) Restricciones en centrales de pasada, límites de vertimientos y por generación en cascada. b) Considerar la posibilidad de empuntamiento del recurso almacenado en las centrales con embalses de pequeña capacidad de regulación, diferenciándolas de las centrales de pasada. c) Riego, agua potable y otros usos. En este caso, las restricciones deben contemplar al menos las siguientes posibilidades. i. Caudal mínimo descargado en cada etapa.ii. Volumen mínimo del embalse al inicio de cada etapa, variable. iii. Volumen total descargado (máximo y/o mínimo) en una etapa o conjunto de etapas. d) Restricciones de seguridad en los embalses. e) Restricciones de descarga total. f) Disponibilidad máxima de combustibles.Se considerará el volumen máximo disponible de cualquier tipo de combustible. El modelo debe ser capaz de distribuir óptimamente dicha disponibilidad por etapa, entre las unidades habilitadas para utilizarlo. g) Múltiples combustiblesEl modelo debe permitir el uso de múltiples combustibles, para aquellas unidades o centrales que permitan utilizar más de un combustible. h) Disponibilidad y transporte de gas natural.El modelo debe permitir modelar las restricciones de disponibilidad y capacidad de transporte de gas natural por redes u otros medios, de acuerdo con la reglamentación vigente y las obligaciones del COES de distribuir óptimamente las cuotas asignadas a la generación eléctrica. i) Reserva Rotante (RPF y RSF).La Reserva Rotante requerida por el sistema es un dato por etapa y Bloque Horario, ya sea en valores absolutos o como porcentaje de la demanda. El modelo debe permitir la asignación óptima de esa reserva requerida entre las unidades habilitadas para tal fi n y adecuarlas al margen operativo disponible en cada unidad, ya sean estas térmicas o Hidráulicas.j) Interconexiones internacionales Se debe considerar la importación o exportación de energía en caso de que algún Agente del SEIN lo solicite y esta solicitud cubra un periodo mínimo de 5 días y sea presentada al COES con 7 días calendario de anticipación. 3 Representación de los diferentes componentes del SEIN 3.1 Representación de las Centrales Hidráulicas El modelo debe ser capaz de representar la topología compleja de los aprovechamientos hidroeléctricos del SEIN. Para el PMPO las descargas de embalses controlables son variables de estado del problema de optimización, cuando dichas descargas no tengan impuestas ninguna restricción (otros usos no eléctricos) y se de fi nan como embalses de regulación mensual o estacional. En todos los casos el modelo será capaz de determinar adecuadamente la generación de Centrales Hidráulicas que reciben tanto aportes naturales como descargas controladas de embalses aguas arriba de ellas. Las Centrales Hidráulicas serán representadas en la función objetivo mediante sus Costos Variables calculados conforme al numeral 6.1 del PR-31 “Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación”. 3.2 Representación de las centrales de Cogeneración Su representación dependerá de su condición de operación: a) Sin producción de Calor Útil: será representada de la misma manera que una Central Termoeléctrica convencional. b) Con producción de Calor Útil: será considerada como una central con generación prede fi nida, cuya potencia de generación no constituye una variable de control del problema de optimización. 3.3 Representación de la generación utilizando RER Las centrales de generación que utilizan RER que no cuenten con información que permita modelar su comportamiento estocástico, serán consideradas como centrales con generación prede fi nida por Semana Operativa basada en la información histórica disponible. 3.4 Representación de la Red Eléctrica La representación de la red eléctrica será explicita y podrá simpli fi carse las cantidades de nodos y líneas, en la medida que no se obvien líneas que puedan impactar de manera signi fi cativa sobre los resultados del PMPO, ya sea desde el punto de vista operacional como económico. La simulación de la operación del SEIN se realizará al menos considerando un fl ujo de potencia activa en corriente continua ( fl ujo “DC”), teniendo en cuenta la capacidad de los distintos elementos que componen la red y las pérdidas de transmisión. Se tendrá especial cuidado de incluir aquellos elementos del sistema de transmisión que podrían implicar restricciones al Despacho Económico. En el modelo se consideran las siguientes restricciones: Balance de potencia en cada Barra por Bloque Horario, la potencia de racionamiento y el límite de la capacidad de las líneas de transmisión. 4 Pronóstico de la demanda de mediano plazo Se calculará utilizando un modelo autoregresivo, que puede incluir entre sus variables explicativas las siguientes: datos estadísticos, datos económicos y atípicos particulares. Los resultados del modelo serán evaluados mensualmente, comparándolos con valores reales y, de ser necesario, sé reformulará su especi fi cación, adjuntando para ello un informe sustentatorio. La información requerida en el literal b) del numeral 6.1 del presente Procedimiento servirá para mejorar la serie estadística que utiliza el modelo. 5 Magnitud de la Reserva Rotante Se utilizará como datos las magnitudes de Reserva Rotante determinadas en aplicación de los Procedimientos Técnicos del COES N° 21 “Reserva