Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la Regulación

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Informe Nº 332-2014-GART
GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
 AV, CANADA N 1460 - SAN BORJA
 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Aprobación del Margen de
Reserva Rotante para la
Regulación Primaria de
Frecuencia del SEIN
Periodo julio – diciembre 2014
Lima, junio de 2014
Osinergmin
Informe Nº 332-2014-GART
Resumen Ejecutivo
El presente informe se analiza la propuesta del margen de reserva rotante
para la Regulación Primaria de Frecuencia (en adelante “RPF”) del periodo
julio – diciembre de 2014, presentada por el COES SINAC (en adelante
“PROPUESTA) en cumplimiento de lo dispuesto por el Procedimiento Técnico
COES PR-21 “Reserva Rotante para la Regulación Primaria de Frecuencia”
(en adelante “PR-21”), para la aprobación de Osinergmin.
La revisión de la PROPUESTA, implica verificar que cumpla con las
disposiciones y metodología establecidos en el Anexo Nº 1 del PR-21, la cual
se basa en determinar el mínimo costo de la suma de los costos adicionales
de operación por asignar un margen de reserva al SEIN y el costo de la
energía no servida a consecuencia de la pérdida de generación o conexión
intempestiva de demanda.
En este sentido, del análisis realizado a la PROPUESTA, se verificó el
cumplimiento de lo establecido en el PR-21, respecto a los criterios y
metodología para la determinación del margen de reserva rotante para la RPF
del SEIN, resultando que para el periodo julio – diciembre de 2014 se fije en
2%. Este porcentaje deberá ser considerado por el COES para la
programación del despacho de corto y mediano plazo del SEIN, así como la
operación en tiempo real del SEIN, excluyendo a las unidades de generación
a las que se refiere el numeral 6.2 del PR-21 y las unidades de generación
cuyos propietarios soliciten su despacho por pruebas.
Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF
i
Osinergmin
Informe Nº 332-2014-GART
INDICE
1
INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 2
2
VERIFICACIÓN DE LA APLICACIÓN DEL PR-21 PARA EL CÁLCULO DEL
MARGEN DE RESERVA PARA LA RPF .......................................................... 4
2.1 CÁLCULO DE LOS COSTOS OPERATIVOS ADICIONALES ......................................4
2.2 CÁLCULO DEL COSTO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA (ENS) ............................5
2.3 CÁLCULO DE LA RESERVA ROTANTE PARA LA RPF ............................................8
3
CONCLUSIONES ............................................................................................ 11
4
ANEXO ............................................................................................................ 12
Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF
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Osinergmin
1
Informe Nº 332-2014-GART
Introducción
Para la Regulación Primaria de Frecuencia (en adelante “RPF”) del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”), de acuerdo al
Procedimiento Técnico COES PR-21 “Reserva Rotante para la Regulación
Primaria de Frecuencia” (en adelante “PR-21”), el COES debe proponer a
Osinergmin, para su aprobación, el Margen de Reserva Rotante para la RPF
del SEIN1.
El PR-21, aprobado mediante Resolución Nº 194-2013-OS/CD, estableció en
su Anexo Nº 1 la metodología para determinar la reserva destinada a la RPF,
basado en:
1

Evaluar los mayores costos de operación por disponer de un margen
de potencia adicional para proveer el servicio de RPF y los beneficios
de estos.

Evaluar los costos de la energía no servida a consecuencia de la
pérdida de generación a consecuencia de fallas en estos o en el
sistema de transmisión.

Evaluar los costos de la energía no servida a consecuencia de la
conexión de bloques de demanda.

La reserva destinada a la RPF debe responder tanto a cambios
intempestivos de la demanda como a cambios intempestivos de la
generación.

El valor límite inferior de la frecuencia se fija en 59,5 Hz y debe
alcanzarse luego de 15 segundos de ocurrido un evento.

La magnitud del margen de reserva para la RPF tendrá en cuenta las
fallas aleatorias de generadores y equipos de la red que implican
pérdida de generación.
5.1.1 Proponer anualmente al OSINERGMIN la magnitud de Reserva Rotante para la RPF requerida
por el SEIN, mediante un estudio que considere criterios técnicos y económicos, de acuerdo con la
metodología contenida en el Anexo 1
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Informe Nº 332-2014-GART

Las fallas de generación y de equipos de red que impliquen
desconexión de generadores se limitarán a una desconexión simple,
es decir, la pérdida de una unidad generadora a la vez.

Se considera inicialmente una reserva rotante asignada a la RPF del
1% de la demanda, para iniciar el proceso de análisis.
En ese sentido, mediante Carta COES/D-402-2014, el 12 de junio de 2014, el
COES remitió a Osinergmin la propuesta de la magnitud de reserva rotante
para la RPF del SEIN correspondiente a julio – diciembre de 2014.
El análisis que se realiza al presente informe es verificar el cumplimiento de la
metodología, propuesta en el Anexo Nº 1 del PR-21, para calcular la
magnitud de reserva para la RPF del periodo julio – diciembre 2014.
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2
Informe Nº 332-2014-GART
Verificación de la Aplicación
del PR-21 para el cálculo del
Margen de Reserva para la
RPF
La evaluación de la PROPUESTA se basará en el cumplimiento de los
criterios generales y la metodología establecidos en el Anexo Nº 1 del PR-21.
2.1 Cálculo de los Costos Operativos Adicionales
En la PROPUESTA, se ha verificado que se utilizó como caso base (sin
reserva en el SEIN) la Programación del Mediano Plazo del SEIN
correspondiente al mes de enero de 2014, elaborado y emitido por el COES
SINAC, y a partir de éste se calculó los sobrecostos operativos aumentando
la reserva rotante del SEIN hasta el 5% con pasos de 1%.
Para las simulaciones se utilizó el software de optimización SDDP®, el cual
permite descontar directamente el porcentaje de reserva que será aplicado a
cada central y lo toma como una reducción de su potencia máxima generable
para el caso de central hidroeléctricas con capacidad de regulación y
centrales térmicas, y para el caso de centrales hidroeléctricas de pasada se
descontó directamente los porcentajes de reserva a su generación esperada,
obteniéndose los siguientes resultados:
Tabla 1. Costos de Operación de Enero – Diciembre 2014 en miles de dólares.
RESERVA
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
0%
18 622
19 857
17 009
13 876
20 643
20 490
1%
19 465
21 046
17 756
14 463
21 394
21 123
2%
20 307
22 237
18 445
14 982
22 233
3%
21 499
23 879
19 296
15 553
4%
23 182
25 992
20 286
5%
25 225
28 383
21 446
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Total
22 262
23 995
23 817
22 706
22 600
14 561
240 438
22 557
23 953
24 823
23 340
24 809
14 844
249 573
21 950
23 485
25 143
25 610
24 843
25 263
15 088
259 586
23 417
22 499
23 915
25 216
26 618
26 019
26 124
15 737
269 772
16 293
24 414
23 082
24 405
26 056
28 260
25 857
27 862
16 311
282 000
17 090
25 665
24 503
25 620
27 236
28 515
26 947
28 641
16 761
296 032
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Sin embargo, el Margen de Reserva para la RPF para este primer año, se
fijará para el periodo julio – diciembre de 20142, por lo cual la evaluación de
los Costos Operativos Adicionales solo se consideró los generados para los
meses de julio a diciembre, tal como se observa en la tabla siguiente:
Tabla 2. Sobrecostos Julio – Diciembre 2014 en miles de dólares.
RESERVA
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Total
0%
22 262
23 995
23 817
22 706
22 600
14 561
129 941
Sobrecosto
-
1%
22 557
23 953
24 823
23 340
24 809
14 844
134 326
4 385
2%
23 485
25 143
25 610
24 843
25 263
15 088
139 432
9 491
3%
23 915
25 216
26 618
26 019
26 124
15 737
143 629
13 688
4%
24 405
26 056
28 260
25 857
27 862
16 311
148 751
18 810
5%
25 620
27 236
28 515
26 947
28 641
16 761
153 720
23 779
Por lo mencionado anteriormente, se ha verificado que la PROPUESTA
cumple con lo dispuesto en los numerales 1.7, 2.2, 2.3 y 2.5 del Anexo Nº 1
del PR-21, en lo correspondiente al cálculo de los Costos Operativos
Adicionales por el Margen de Reserva Rotante para la RPF.
2.2 Cálculo del Costo de Energía no Suministrada (ENS)
En la PROPUESTA, para determinar el Costo de Energía no Suministrada
(ENS) por pérdida de generación o conexión intempestiva de grandes bloques
de demanda se consideró lo siguiente:
a) Se realizó análisis eléctricos para determinar el estatismo de las unidades
de generación del SEIN, adecuado para cumplir con lo establecido en el
numeral 1.3 del Anexo Nº 1 del PR-213.
En ese sentido, se ha verificado mediante simulaciones dinámicas con el
software DigSilent (15 eventos de pérdidas de generación de entre 100
MW y 860 MW), para cada caso de reserva rotante en el SEIN
considerado en el numeral 2.1 del presente informe, que con un estatismo
de 5% en las unidades de generación del SEIN se cumple con las
consignas establecidas en el referido numeral 1.3.
Tabla 3. Eventos Simulados con Estatismo = 5%
Pérdida de
generación
(MW)
RR_RPF = 0%
RR_RPF = 1%
RR_RPF = 2%
RR_RPF = 3%
RR_RPF = 4%
RR_RPF = 5%
Nº
Evento
1
F/S G2 de Platanal
F/S Carhuaquero y
Las Pizarras
110,95
129
59,70
15
59,51
-
59,74
-
59,93
-
59,92
-
59,92
105,09
53
59.59
-
59,54
-
59,88
-
59,94
-
59,93
-
59,93
3
F/S Yaupi
112,68
156
60,03
15
59,53
-
59,72
-
59,93
-
59,92
-
59,93
4
F/S San Gabán II
113,10
127
59,63
5
59,53
-
59,81
-
59,93
-
59,93
-
59,93
5
F/S Yuncán
136,76
210
60,33
38
59,52
-
59,91
-
59,91
-
59,90
-
59,91
6
F/S Chimay
150,90
210
60,2
130
59,97
23
59,54
-
59,79
-
59,89
-
59,89
7
F/S Aguaytía
F/S TG8 de Santa
Rosa
F/S El Platanal
170,38
210
60,15
194
60,00
23
59,53
-
59,84
-
59,89
-
59,89
199,83
210
59,74
210
59,98
130
59,90
-
59,58
-
59,74
-
59,84
222,21
210
59,55
210
59,96
210
59,97
22
59,51
-
59,53
-
59,82
10 F/S TV de Chilca 1
278,17
340
59,95
224
59,59
210
59,77
210
59,94
197
59,93
-
59,58
11
F/S TV de Kallpa
292,80
345
59,91
224
59,50
210
59,68
210
59,93
210
59,93
-
59,51
12
F/S Ventanilla
485,00
525
59,65
525
59,98
525
59,98
493
59,97
488
59,97
247
59,52
13
F/S Mantaro
670,66
840
60,45
667
59,91
655
59,91
655
59,94
539
59,59
525
59,82
14
F/S Chilca 1
808,10
969
59,87
859
59,54
821
59,51
753
59,55
731
59,56
673
59,59
15
F/S Kallpa
860,72
939
59,42
880
59,56
841
59,52
808
59,65
772
59,57
691
59,57
2
8
9
2
3
Rechazo Frecuencia Rechazo Frecuencia Rechazo Frecuencia Rechazo Frecuencia Rechazo Frecuencia Rechazo Frecuencia
Carga (MW) RPF (Hz) Carga (MW) RPF (Hz) Carga (MW) RPF (Hz) Carga (MW) RPF (Hz) Carga (MW) RPF (Hz) Carga (MW) RPF (Hz)
Mediante Resolución 058-2014-OS/CD, se modificó la Resolución 194-2013-OS/CD, estableciendo la
entrada en vigencia del PR-21 a partir del 01 de julio de 2014.
1.3. Se fija en 59,5 Hz el valor límite inferior de la frecuencia en estado cuasi estable que debe
alcanzarse en el sistema después de 15 segundos de ocurrido el evento.
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b) Para el cálculo de la tasa de falla se verificó, que ésta fue determinada a
partir de la estadística de salidas forzadas de las unidades de generación
o de líneas de transmisión que ocasionaron pérdidas de generación,
correspondiente a los últimos 36 meses (conforme lo establece el numeral
3.4 del Anexo Nº 1 del PR-21), esto es de enero de 2011 a diciembre de
2013 para el presente informe.
Para esta tasa de falla se consideró la salida forzada de unidades o
centrales de generación cuya potencia efectiva sea mayor o igual a 100
MW, ya sea por salidas de la propia unidad de generación o por equipos
de transmisión que los indisponen. El COES estableció este criterio
debido a que la desconexión de unidades de generación con un menor
valor de potencia, no originaría la actuación del Esquema de Rechazo de
Carga Automático por Mínima Frecuencia (ERACMF) en el SEIN.
Asimismo, la tasa utilizada es la fracción que corresponda a los meses de
julio – diciembre.
c) Para el cálculo del tiempo de restablecimiento de la carga desconectada,
el COES utilizó el tiempo promedio ponderado de la reposición de las
cargas desconectadas por la activación del ERACMF ante un evento, de
los últimos 3 años (conforme lo establece el numeral 3.5 del Anexo Nº 1
del PR-21), el cual resultó en 12 segundos.
d) Respecto, a los bloques de demanda que se conectan de forma
intempestiva al SEIN, el COES identificó a los Usuarios Libres de Aceros
Arequipa, Sider Perú y Refinería Cajamarquilla con 70 MW, 40 MW y 100
MW, respectivamente, como cargas que tienen este tipo comportamiento.
De los cuales, únicamente la carga de la Refinería Cajamarquilla supera
2% de la demanda, conforme lo establece el numeral 4.1 del Anexo 1º
del PR-21. Sin embargo, la variación de carga de este cliente, que se
produce principalmente a partir de las 21:00 horas, se realiza en más de
un minuto, por lo que tampoco correspondería considerarla. Por lo tanto,
se considera que en la actualidad la conexión de dichas cargas no
originan interrupción de suministros por la activación del ERACMF, por lo
que la ENS para este caso puede ser considerada cero.
Con lo determinado y establecido en los literales a), b), c) y d), se procedió a
calcular el Costo de la ENS para cada una de las unidades o centrales de
generación obteniéndose del producto de la tasa de fallas, el tiempo de
restablecimiento del suministro interrumpido originado por su desconexión, la
magnitud de suministro interrumpido obtenido mediante los análisis eléctricos
y el costo de la ENS que es utilizado en la elaboración del Plan de
Transmisión (6 000 US$/MWh). A su vez, se calculó el Costo de ENS para
cada caso de reserva rotante en el SEIN considerado en el numeral 2.1 del
presente informe.
Aprobación del Margen de Reserva Rotante para la RPF
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Informe Nº 332-2014-GART
Tabla 4. Costo de Energía No Suministrada (miles US$) por central de generación
Cálculo de Energia no Servida por Salida de
GENERACIÓN (US$)
Tiempo de restablecimiento (Horas)
CENTRAL O GRUPO
0%
1%
2%
3%
4%
5%
3%
4%
5%
TG5
1.00
0.46
0.34
-
-
-
222
97
44
-
-
-
CAÑÓN DEL PATO
CENTRAL
1.00
0.46
0.36
0.28
0.20
-
-
-
-
-
-
-
CARHUAQUERO+PIZARRAS
CENTRAL
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
EL PLATANAL
G1
1.00
-
-
-
-
-
596
-
-
-
-
-
EL PLATANAL
G2
1.00
-
-
-
-
-
447
-
-
-
-
-
EL PLATANAL
CENTRAL
1.00
0.46
0.38
-
-
-
-
-
-
-
-
-
CHIMAY
CENTRAL
1.00
0.42
-
-
-
-
630
162
-
-
-
-
HUINCO
CENTRAL
1.00
0.46
0.36
0.28
0.20
-
592
204
123
92
60
-
MATUCANA
CENTRAL
1.00
-
-
-
-
-
420
-
-
-
-
-
STA ROSA
TG8
1.00
0.46
0.34
-
-
-
-
-
-
-
-
-
VENTANILLA
TG3
1.00
0.46
0.38
-
-
-
2,080
773
638
-
-
-
VENTANILLA
TG4
1.00
0.46
0.38
-
-
-
1,820
676
559
-
-
-
VENTANILLA
TV
1.00
0.46
0.34
-
-
-
3,108
1,352
610
-
-
-
VENTANILLA
CENTRAL
1.00
0.46
0.38
0.28
0.20
-
252
102
84
53
37
-
CHIMAY - YANANGO
CENTRAL
1.00
0.46
0.34
-
-
-
-
-
-
-
-
-
LAS FLORES
TG1
1.00
0.46
0.34
-
-
-
444
193
87
-
-
-
MANTARO
G1
1.00
-
-
-
-
-
468
-
-
-
-
-
MANTARO
G2
1.00
-
-
-
-
-
156
-
-
-
-
-
MANTARO
G3
1.00
-
-
-
-
-
624
-
-
-
-
-
MANTARO
G4
1.00
-
-
-
-
-
780
-
-
-
-
-
MANTARO
G5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
MANTARO
G6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
MANTARO
G7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
MANTARO
CENTRAL
1.00
0.42
0.34
0.26
-
-
315
59
44
33
-
-
RESTITUCIÓN
CENTRAL
1.00
0.46
0.38
-
-
-
-
-
-
-
-
-
CHILCA 1
TG1
1.00
0.46
0.36
0.28
0.20
-
592
204
123
92
60
-
CHILCA 1
TG2
1.00
0.46
0.36
0.28
0.20
-
296
102
61
46
30
-
CHILCA 1
TG3
1.00
0.46
0.36
0.28
0.20
-
1,184
408
246
184
121
-
CHILCA 1
TV
1.00
0.46
0.36
0.28
0.20
-
4,736
1,634
984
737
483
-
CHILCA 1
CENTRAL
1.00
0.44
0.36
-
-
-
254
86
59
-
-
-
YUNCÁN
CENTRAL
1.00
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
KALLPA
TG1
1.00
0.46
0.36
0.28
0.20
-
861
312
189
127
90
-
KALLPA
TG2
1.00
0.46
0.36
0.28
0.20
-
574
208
126
84
60
-
KALLPA
TG3
1.00
0.46
0.36
0.28
0.20
-
287
104
63
42
30
-
KALLPA
TV
1.00
0.46
0.36
0.28
0.20
-
4,018
1,455
881
591
420
-
KALLPA
CENTRAL
1.00
0.44
0.36
0.26
-
-
556
167
114
52
-
-
YAUPI
CENTRAL
1.00
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
AGUAYTÍA
CENTRAL
1.00
0.44
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
CHARCANI V
CENTRAL
1.00
0.42
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
RESERVA FRÍA PLANTA ILO
TG1
1.00
0.44
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
RESERVA FRÍA PLANTA ILO
TG2
1.00
0.44
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
RESERVA FRÍA PLANTA ILO
TG3
1.00
0.44
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
ILO 2
TV21
1.00
0.44
-
-
-
-
2,730
-
-
-
-
CENTRAL
1.00
-
-
-
-
-
-
1.00
0.46
0.34
-
-
-
222
29,264
97
44
-
-
-
9,499
5,077
MALACAS
SAN GABÁN II
SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS TG1
Total (miles US$)
0%
1%
2%
1,103
2,133
1,392
-
Tabla 5. Resumen del Costo de Energía No Suministrada
Porcentaje
de Reserva
Costo de la ENS
(miles US$)
0%
1%
2%
3%
4%
5%
29 264
9 499
5 077
2 133
1 392
-
Por lo mencionado anteriormente, se ha verificado que la PROPUESTA
cumple con lo dispuesto en los numerales 1.4, 1.5, 2.1, 3 y 4 del Anexo Nº 1
del PR-21, en lo correspondiente al cálculo del costo de la ENS por pérdida
de generación o conexión intempestiva de grandes bloques de demanda.
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2.3 Cálculo de la reserva Rotante para la RPF
De acuerdo al numeral 2.4 del Anexo Nº 1 del PR-21, para determinar la
reserva rotante que se asignará a la RPF, corresponde al punto donde se
minimiza la suma de las siguientes componentes:
 Los costos operativos adicionales por mantener la reserva rotante
destinada a la RPF;
 El costo de la ENS por fallas aleatorias de generadores y equipos de la
red que impliquen desconexiones de generación;
 El costo de la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de
demanda.
En ese sentido, los costos operativos adicionales se calcularon en el numeral
2.1 (ver Tabla 2), el costo de la ENS por pérdida de generación se calculó en
el numeral 2.2 (ver Tabla 5), y el Costo de la ENS por conexión intempestiva
de demanda, de acuerdo al análisis realizado en el numeral 2.2 es cero. Por
lo tanto, el Costo Total se calculó sumando los costos adicionales de
operación y el costo de la ENS por pérdida de generación, tal como se
muestra en la Tabla 6.
Tabla 6. Costo Total (miles US$)
Porcentaje de Costo del Servicio
Reserva
(miles US$)
0%
1%
2%
3%
4%
5%
Costo de la ENS
(miles US$)
4 385
9 491
13 688
18 810
23 779
29 264
9 499
5 077
2 133
1 392
-
Costo Total
(miles US$)
29 264
13 884
14 568
15 821
20 202
23 779
Seguidamente, para obtener el mínimo Costo Total, se graficó los valores de
la Tabla 6, y se obtuvo el mínimo valor aproximándola a una curva polinómica
(Ver Figura 1), correspondiendo dicho valor al porcentaje de reserva rotante
para la RPF. Realizando los cálculos respectivos se obtiene que la reserva
rotante para la RPF es de 1,86 % de la demanda del SEIN. Cabe precisar
que el valor obtenido es la Reserva Óptima (técnico-económica) para toda la
Demanda del SEIN.
De lo mencionado anteriormente, la PROPUESTA cumple con la metodología
propuesta en el numeral 2.4 del Anexo Nº 1 del PR-21
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Figura 1. Gráfico del Costo Total vs %Reserva
En la PROPUESTA, para determinar el porcentaje de reserva que deberá ser
asignado al parque generador disponible que ejercerá la RPF, primero
dimensionó el parque generador que atenderá a la Demanda Total y se
descontó la magnitud de las unidades que no participarán en la regulación
por estar exoneradas, conforme al numeral 6.2 del PR-214.
Por lo tanto, para determinar el porcentaje de reserva a asignar a las
centrales de generación que están obligadas a realizar la RPF, se consideró
los escenarios de los bloques de demanda de punta, media y base, según se
muestra a continuación:
Tabla 7. Reserva Rotante Ajustada
Bloque de
Demanda
[A]
Demanda
del Sistema
(MW)
[B]
Reserva
Rotante
(MW)
[C]
Potencia
Excluida
6.2 del PR-21
(MW)
Nuevo
Porcentaje de
Reserva
Rotante
=[B]/([A]-[C])
Horas
RESERVA PUNTA
5680
105,65
221,0
1,94%
5
RESERVA MEDIA
5200
96,72
270,4
1,96%
10
RESERVA BASE
4000
74,40
221,0
1,97%
9
Promedio ponderado
1,96%
Del cuadro anterior se aprecia que el porcentaje de Reserva a asignar al
parque generador apto para ejercer la RPF será de 1,96%; sin embargo, para
efectos de facilidad de su aplicación, el COES recomienda utilizar el valor de
2,0%.
Por lo tanto, el porcentaje de reserva rotante del periodo julio – diciembre de
2014, que deberán asumir las centrales de generación calificadas para la
RPF del SEIN (de acuerdo al numeral 6.2 del PR-21) sería de 2,0%;
entendiéndose, que este porcentaje de reserva debe considerarse tanto en la
programación del despacho de corto y mediano plazo, como en la operación
del SEIN en tiempo real. Cabe mencionar que las unidades de generación
4
6.2 La RPF se realiza en forma automática a través del regulador de velocidad. Dicho servicio es de carácter
obligatorio para las centrales de generación con potencias mayores a 10 MW y no está sujeta a
compensación alguna. Quedan exoneradas de esta obligación, las centrales con Recursos Energéticos
Renovables cuya fuente de energía primaria sea eólica, solar o mareomotriz.
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cuyo motivo de programación de su despacho es por pruebas a requerimiento
propio no serán incluidas en la asignación del margen de reserva para la
RPF.
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Conclusiones
Como resultado del análisis del presente informe, se concluye que:
1. La PROPUESTA presentada por el COES SINAC para determinar la
reserva rotante para la RPF del SEIN cumple con lo establecido en el PR21.
2. El Margen de Reserva Rotante para la RPF del SEIN, periodo Julio –
Diciembre 2014, se deberá fijar en 2%.
3. La reserva rotante para la RPF debe mantenerse durante la programación
del despacho de corto y mediano plazo, sin incluir las unidades de
generación que se encuentren excluidas por el numeral 6.2 del PR-21 y
las unidades de generación cuyos propietarios soliciten su despacho por
pruebas.
[jmendoza]
Firmado por: MENDOZA GACON Jaime Raul
(FAU20376082114)
Oficina: GART - San Borja
Cargo: Gerente División de Generación y
Transmisión GART
Fecha: 2014.06.26 19:53:40
/pch
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Anexo
A continuación se presenta la información remitida por el COES SINAC.
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