Aprueban Procedimiento Técnico COES PR-21 "Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia" RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD Lima, 1 de octubre de 2013 CONSIDERANDO Que, la Ley N° 28832, "Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica", estableció en los literales a), b) y j) del Artículo 14° las funciones operativas del Comité de Operación Económica del Sistema (en adelante COES) con relación a la programación viernes, octubre 04, 2013

Aprueban Procedimiento Técnico COES PR-21 "Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia"
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD
Lima, 1 de octubre de 2013
CONSIDERANDO
Que, la Ley N° 28832, "Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica", estableció en los literales a), b) y j) del Artículo 14° las funciones operativas del Comité de Operación Económica del Sistema (en adelante COES) con relación a la programación de la operación del Sistema Interconectado Nacional (en adelante SEIN), la operación en tiempo real del SEIN
y la planificación y administración de los Servicios Complementarios que se requiera para la operación segura y económica del SEIN, mientras que en el ítem b) de su Artículo 13° estableció como función de interés público del COES el elaborar los procedimientos para la operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo;

Que, mediante Decreto Supremo N° 027-2008-EM, se aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (en adelante Reglamento COES), cuyo Artículo 5°, numeral 5.1 detalla que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las propuestas de Procedimiento en materia de operación del SEIN, y en su numeral 5.2 determina que el COES debe contar con una "Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos", elaborada y aprobada por el OSINERGMIN, la cual incluirá como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento;

Que, mediante Resolución OSINERGMIN N° 476-2008-OS/CD se aprobó la "Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos" (en adelante la Guía), elaborada de conformidad con los Artículos 5° y 6° del Reglamento COES, estableciéndose en aquella el proceso y los plazos que deben seguirse para la aprobación de los Procedimientos Técnicos COES;

Que, mediante Resolución Ministerial N° 232-2001-EM/VME, se aprobó el Procedimiento Técnico COES
PR-22 "Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional", que posteriormente fue modificado mediante Resolución Ministerial N° 222-2004-EM/DM;

Que, con Resolución Directoral N° 069-2011-EM/DGE, publicada el 18 de agosto de 2011, se modificaron los numerales 6.2.1, 6.2.2 y 6.2.3 sobre la Reserva Rotante de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI), aprobada mediante Resolución Directoral N°014-2005-EM/DGE, debido a que, de la experiencia en la aplicación del Procedimiento Técnico del COES
PR-22 "Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional", se ha determinado la necesidad de actualizarlo, a fin de considerar adecuados criterios técnicos y económicos en la determinación de la reserva rotante para la regulación de frecuencia. Por otro lado, indica que el COES presentará su propuesta de modificación del Procedimiento Técnico del COES PR-22 "Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional", para su aprobación por OSINERGMIN.

Que, el COES a través de la carta COES/D-644-2012 remitió como propuesta los nuevos Procedimientos Técnicos COES "Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia" y "Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia", dando inicio al proceso para la aprobación de dicho procedimiento por parte de OSINERGMIN;

Que, de conformidad con el numeral 8.1 de la Guía, OSINERGMIN mediante Oficio N° 0084-2012-GART
remitió al COES las observaciones a la propuesta, dándole un plazo de quince (15) días hábiles para subsanar las mismas, el cual fue ampliado en quince (15) días hábiles adicionales, conforme a lo solicitado por el COES
mediante la carta COES/D-086-2013. En este sentido, mediante la carta COES/D-154-2013, el COES subsanó dichas observaciones;

Que, mediante Resolución OSINERGMIN N° 070-2013-OS/CD, se publicó el proyecto de resolución que aprueba los nuevos Procedimientos Técnicos COES
PR-21 "Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia" y PR-22 "Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia", de conformidad con lo establecido en el numeral 8.3 de la Guía y en el Artículo 25° del Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM;

Que, la Resolución OSINERGMIN N° 070-2013-OS/CD
otorgó un plazo de quince (15) días calendario, contados desde el día siguiente de su publicación, a fin de que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria;

Que, los comentarios y sugerencias presentados por las empresas Enersur S.A., Kallpa Generación S.A. y Duke Energy Egenor S. en C. por A. han sido analizados en el Informe N° 408-2013-GART, y previo cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 5.3 del Reglamento del COES, se han acogido aquellos que contribuyen con el objetivo de la norma, correspondiendo la aprobación final del procedimiento;

Que, en ese sentido, se ha emitido el Informe N° 408-2013-GART de la División de Generación y Transmisión Eléctrica y el Informe N° 401-2013-GART de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4 del Artículo 3, de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica; en el Reglamento COES; en lo dispuesto en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; y Estando a lo acordado por el Consejo Directivo del OSINERGMIN en su Sesión N° 30-2013.

SE RESUELVE
Artículo 1°.- Aprobar el Procedimiento Técnico COES
PR-21 "Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia", que como Anexo A forma parte integrante de la presente Resolución.

Artículo 2°.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada, conjuntamente con el Informe N° 408-2013-GART y el Informe N° 401-2013-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.

Artículo 3°.- El Procedimiento Técnico aprobado en el Artículo 1° entrará en vigencia a los 180 días calendarios de la publicación de la presente Resolución.

Artículo 4°.- Hasta antes de la entrada en vigencia del Procedimiento Técnico aprobado en el Artículo 1°, el COES elaborará los primeros estudios estipulados en el Procedimiento de Regulación de Frecuencia y Reserva Rotante Asociada.

Artículo 5°.- Hasta antes de la entrada en vigencia del Procedimiento Técnico aprobados en el Artículo 1°, los Agentes del SEIN deberán adecuar sus instalaciones a lo establecido en dicho Procedimiento Técnico y presentar al COES la solicitud de habilitación de sus unidades de generación que deseen ingresar al servicio de regulación secundaria de frecuencia.

DISPOSICIÓN TRANSITORIA
Única.- El Procedimiento Técnico COES PR-22
"Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional", aprobado mediante Resolución Ministerial N° 232-2001-EM/VME, continuará aplicándose hasta la fecha de entrada en vigencia del Procedimiento Técnico aprobado en el Artículo 1°.

JESUS TAMAYO PACHECO
Presidente del Consejo Directivo
ANEXO
PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE
OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SEIN
RESERVA ROTANTE PARA REGULACIÓN PRIMARIA
DE FRECUENCIA
Aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD del 01 de octubre de 2013.

1. OBJETIVO
Establecer los criterios y metodología para la determinación, asignación, programación y control de desempeño de la reserva rotante del SEIN asociada a la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF).

2. BASE LEGAL
El presente Procedimiento se rige por las siguientes disposiciones legales y sus respectivas normas concordantes, modificatorias y sustitutorias:

2.1. Ley N° 28832 - Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

2.2. Decreto Ley N° 25844 - Ley de Concesiones Eléctricas;

2.3. Decreto Supremo N° 027-2008-EM - Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES);

2.4. Decreto Supremo N° 009-93-EM - Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas;

2.5. Decreto Supremo N° 020-97-EM - Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE);

2.6. Resolución Directoral N°014-2005-EM/DGE
- Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI).

3. PRODUCTOS
3.1. Informe anual que determine la magnitud de Reserva Rotante para la RPF a ser asignada en la programación de mediano y corto plazo.

3.2. Informe mensual de evaluación del cumplimiento del servicio de RPF por parte de las unidades generadoras.

4. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES
4.1. Para la aplicación del presente Procedimiento Técnico, las siguientes abreviaturas tendrán el significado que a continuación se indica:

4.1.1. ENS : Energía No Suministrada.

4.1.2. GPS : Equipo de medición del tiempo con referencia satelital.

4.1.3. Estado de Emergencia: De acuerdo a la definición 13 de la NTCOTR.

4.2. Las otras abreviaturas y definiciones utilizadas en el presente Procedimiento, están precisadas en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones del COES
aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME y sus modificatorias, así como en la normativa citada en la Base Legal de este Procedimiento.

5. RESPONSABILIDADES
5.1 Del COES:

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 a la metodología contenida en el Anexo 1.

5.1.2 Asignar la magnitud de Reserva Rotante para la RPF aprobada por el OSINERGMIN en los programas de mediano y corto plazo de la Operación del SEIN.

5.1.3 Emitir un informe mensual de evaluación del cumplimiento del servicio de RPF por parte de las unidades generadoras a los Integrantes y al OSINERGMIN.

5.1.4 Mantener actualizadas las estadísticas de Salidas Forzadas de la unidades generadoras y de las instalaciones de transmisión del SEIN de los últimos treinta y seis (36) meses de acuerdo al Anexo 1, considerando las Salidas Forzadas para las 24 horas del día y evaluando la duración de las mismas desde que la unidad sale de servicio, hasta que es declarada disponible.

5.1.5 Impartir en tiempo real las instrucciones operativas necesarias para mantener la reserva rotante asignada para RPF.

5.1.6 Mantener el registro histórico de las variables asociadas a la RPF establecidas en el presente procedimiento.

5.1.7 Definir los requisitos técnicos mínimos de los equipos de registro de frecuencia y potencia que se requieran para el seguimiento de la prestación del servicio de RPF.

5.1.8 Realizar la evaluación del cumplimiento del servicio de RPF en forma diaria. Cuando se detecte que una unidad no cumple satisfactoriamente, se informará inmediatamente al integrante propietario para que programe y realice las correcciones necesarias 5.2 De los Integrantes del COES:

5.2.1 Aportar de manera obligatoria y permanentemente la magnitud de Reserva Rotante para la RPF en el porcentaje o magnitud asignado por el COES para sus Unidades de generación.

5.2.2 Contar, mantener y calibrar los equipos de registro de frecuencia y potencia que se requieran para permitir el seguimiento del desempeño de la RPF de acuerdo al numeral 7.3 del presente Procedimiento Técnico.

5.2.3 Mantener actualizados los datos técnicos de las unidades generadoras del SEIN, establecidos en el presente Procedimiento Técnico.

5.2.4 Mantener el estatismo, banda muerta y otros parámetros del regulador de velocidad establecidos en el presente Procedimiento. Caso contrario, será considerado como un incumplimiento al presente procedimiento y se informará al OSINERGMIN.

5.2.5 Comunicar al COES toda variación en sus instalaciones que afecte el servicio de RPF.

5.2.6 Remitir diariamente al COES los registros de frecuencia y potencia establecidas en el numeral 7.3
del presente Procedimiento Técnico de acuerdo a los formatos y medios que establezca el COES.

6. CRITERIOS REFERIDOS A LA RPF
6.1. Cuando se formen temporalmente áreas aisladas del SEIN por mantenimientos o contingencias, el COES
programará y/o designará nuevos porcentajes de Reserva Rotante para la RPF a las unidades generadoras en cada área aislada.

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 potencia mayores a 10 MW y no está sujeto a compensación alguna. Quedan exoneradas de esta obligación, las centrales con Recursos Energéticos Renovables cuya fuente de energía primaria sea eólica, solar o mareomotriz.

7. REQUISITOS TÉCNICOS QUE DEBEN CUMPLIR
LOS GENERADORES PARA LA RPF
7.1. Los ajustes de los siguientes parámetros asociados a la RPF son de cumplimiento obligatorio:
a) Todas las unidades generadoras están en la obligación de operar con el regulador de velocidad en modalidad Estatismo ("Droop"), con el limitador del regulador de velocidad al 100% de su apertura y no tener ningún tipo de bloqueo ni limitación.
b) Estatismo permanente, deberá ser ajustable dentro de la banda del 4 al 5%. El COES establecerá el ajuste de estatismo de las unidades generadoras del SEIN, antes de que entre en vigencia la magnitud de Reserva Rotante para la RPF que apruebe el OSINERGMIN, teniendo en cuenta los plazos establecidos en el numeral 6.2.1 de la
NTCOTRSI.
c) Banda muerta, deberá ser ajustada en una banda inferior al 0,03% (± 0,018 Hz) de la frecuencia de referencia.

7.2. La respuesta de las Unidades de generación ante una disminución de frecuencia debe ser la siguiente:
a) Tomando la frecuencia de referencia de 60,0 Hz, ante un Evento que ocasione un déficit de generación (tiempo = cero) igual o mayor a la reserva para RPF del SEIN, la potencia asignada a una unidad generadora para RPF debe comenzar a ser aportada en los 5
primeros segundos y llegar a su valor de aporte asignado antes de los 30 segundos después de ocurrido dicho Evento. Durante la operación del sistema, esta potencia asignada para RPF debe ser sostenida hasta por 30
segundos adicionales luego de una falla que provoque un déficit de generación igual al margen asignado para
RPF.
b) A partir de los 30 segundos el aporte de reserva de RPF podrá descender en 15%. Esta potencia debe ser sostenible por 10 minutos. Este literal no será exigible a las unidades turbovapor, incluyendo las que forman parte de un ciclo combinado.
c) La siguiente figura resume el cumplimiento de los ítems a) y b) previos.

5 s 0 s Reserva Asignada Zona de respuesta aceptable
MW
10 min Zona de respuesta no aceptable 30 s 60 s 7.3. Cada unidad de generación deberá disponer de un sistema de medición que registre continuamente la frecuencia y potencia en bornes de la unidad generadora con una resolución mínima de una muestra (01) por segundo con estampado de tiempo, una precisión de 0,5% para la medición de potencia activa y 0,01 Hz para la frecuencia. Tal información deberá mantenerse almacenada como mínimo para una ventana móvil de treinta (30) días.

La sincronización del tiempo, deberá realizarse a través de un GPS.

7.4. En caso que un Generador decida que todas las unidades generadoras de una central de generación de su propiedad sean tratadas como si fuera una sola unidad, deberá comunicar por escrito dicha decisión al COES
indicando las unidades que deben ser consideradas bajo este supuesto. La reserva asignada para RPF será igual a la sumatoria de las reservas individuales asignadas, pudiendo contar con un solo equipo de medición que cumpla con los requisitos en el numeral 7.3 y reportar la potencia neta producida por el conjunto de unidades generadoras.

8. INFORMACIÓN TÉCNICA QUE DEBEN
ENTREGAR LOS GENERADORES DEL SEIN
REFERIDA A LA RPF
8.1. La información mínima que deberá ser proporcionar por el Generador, sin perjuicio de que el COES solicite información adicional, deberá incluir lo siguiente:
a) Información técnica del fabricante, incluyendo especificaciones técnicas y planos;
b) Identificación de la máquina;
c) Características generales del regulador (marca y tipo, año de fabricación del sistema de control, esquema de control);
d) Banda muerta (rango de ajuste y calibración actual);
e) Estatismo transitorio y permanente (rango de ajuste y calibración actual);
f) Tiempo de establecimiento (tiempo que transcurre desde la ocurrencia de una perturbación hasta que el valor de potencia de generación entra al rango del ± 10%
del valor final);
g) Características del sistema de medición y registro de la frecuencia y potencia.

8.2. Otra información que a criterio del COES considere necesaria, tales como: planos, diagramas funcionales, memorias de cálculo, protocolos de ensayo, modelos matemáticos y parámetros ajustados en diagrama de bloques, catálogos de fabricantes y documentación técnica que permita verificar y/o efectuar simulaciones dinámicas del desempeño de los sistemas de control de velocidad.

8.3. La información mencionada en el anterior numeral 8.1 deberá ser actualizada cada vez que se efectúe una modificación y/o ampliación de equipos y/o instalaciones que afecten los parámetros de ajuste de los controladores de las unidades generadoras.

9. ASIGNACIÓN DE LA RPF EN EL DESPACHO
ECONÓMICO
9.1. En las restricciones del despacho económico, para cada período medio horario de la programación diaria, se incluirá el porcentaje de RPF asignado a cada una de las Unidades de generación.

100
RPrimaria %
1 * MW Disponible Generacion t i, t i, t i, Dónde:

Generación i,t : Variable de decisión que indica el nivel de generación en MW de la unidad generadora i para el período de optimización t.

Disponible MW
i,t : Potencia máxima (en MW) que puede entregar una unidad de generación "i" para el despacho económico para el período de optimización t. La potencia máxima se determinará tomando en cuenta todo aquello que cause una reducción de la potencia efectiva, tales como: condiciones hidrológicas y ambientales del día previo al despacho económico, indisponibilidades parciales u otros similares".
%RPrimaria i,t : Valor en porcentaje (%) de la reserva primaria asignada a la unidad generadora "i" para el período de optimización "t", determinado en el estudio anual indicado en el numeral 5.1.1.

10. OPERACIÓN EN TIEMPO REAL
10.1. Operación en Estado Normal Si durante la operación en tiempo real una Unidad generadora quedara imposibilitada, parcial o totalmente, para realizar RPF, el Generador reportará inmediatamente dicha indisponibilidad al COES.

Asimismo, informará la causa y tiempo estimado para superar la deficiencia. Este reporte no exime al Generador de la aplicación del numeral 11.4 del presente procedimiento.

10.2. Operación en Estado de Emergencia 10.2.1. En Estado de Emergencia, las unidades generadoras deberán seguir prestando el servicio de
RPF.

10.2.2. En Estado de Emergencia, el COES podrá adoptar las acciones que considere más adecuadas para la RPF, pudiendo incluso no asignar reserva o apartarse del despacho económico.

10.3. Operación en áreas aisladas temporalmente del SEIN
10.3.1. En áreas aisladas temporalmente del SEIN, todas las unidades generadoras despachadas seguirán aportando el margen de RPF asignado, salvo que el COES
programe o disponga en tiempo real un nuevo margen de reserva para tal fin.

11. CONTROL DEL DESEMPEÑO DEL SERVICIO
DE RPF
11.1. Seguimiento del comportamiento de la frecuencia 11.1.1. En tiempo real el COES evaluará la tendencia de la evolución de la frecuencia. Esta medición permitirá indicar la disponibilidad promedio de la RPF con la que cuenta el SEIN, al compararla con la máxima desviación de frecuencia que agota la totalidad de la reserva primaria:

60 * Estatismo * Primaria Reserva f
MAX
Dónde:

Reserva primaria: Reserva primaria en %/100.

Estatismo: Estatismo equivalente en %/100.

11.2. Evaluación del cumplimiento de la RPF
11.2.1. Cuando el COES considere que hay un comportamiento anormal de la frecuencia o tenga evidencia o sospecha de una respuesta inadecuada de RPF de una unidad de generación, el COES utilizando la información reportada de los equipos de medición detallados en el numeral 7.3 del presente Procedimiento Técnico, efectuará una evaluación del cumplimiento del servicio de RPF, de acuerdo a lo señalado en los siguientes numerales.

11.2.2. Análisis en Estado Normal 11.2.2.1. Se elige un periodo de 5 minutos donde la frecuencia estuvo en la banda de operación (60 ± 0,15
Hz).

11.2.2.2. Analizará la respuesta de las unidades generadoras, evaluando la coherencia del comportamiento potencia/frecuencia (se exceptúan a aquellas que se encuentren variando su potencia de generación por disposición del Coordinador). Se entiende respuesta coherente de la unidad generadora cuando:
a) Ante una disminución de la frecuencia, la unidad generadora muestra una tendencia de aumento de generación;
b) Ante un aumento de frecuencia, la unidad generadora muestra una tendencia de disminución de generación.
c) Para determinar si la respuesta frecuencia/potencia es coherente se grafican los registros de potencia versus frecuencia de la información remitida en aplicación del numeral 7.3 del presente Procedimiento.
d) Primeramente se deben eliminar los puntos con frecuencias inferiores a: 60 Hz - 60*(R* RPrimaria %
)/10000, donde R es el estatismo de unidad expresado en porcentaje y % Rprimaria es la reserva asignada a la unidad expresada como un porcentaje de la potencia máxima (en MW) que puede entregar dicha Unidad de generación en ese periodo de tiempo.
e) Una vez eliminado los puntos señalados en el ítem previo, se determina la frecuencia y potencia promedio y se traza dos rectas que representa los límites de respuesta teórica de la unidad de generación. Se considera una respuesta satisfactoria si el 85 % de las mediciones restantes se encuentran dentro de dichas rectas (ver ejemplo en el Anexo 2 del presente Procedimiento).

11.2.3. Análisis ante fallas de unidades de generación 11.2.3.1. Se eligen instantes de tiempo en los cuales se presentaron desconexiones de unidades de generación iguales o mayores al 100% de la reserva para RPF
asignada para dicho periodo, donde la frecuencia en los últimos 10 segundos previos a la desconexión fue igual o superior a 60,0 Hz.

11.2.3.2. Utilizando los registros de las mediciones de potencia y frecuencia de la(s) unidad(es) o centrales de generación de los equipos de medición indicados en el numeral 7.3, se verificará que el incremento de potencia correspondiente a la reserva asignada a la unidad de generación fue efectivamente entregada dentro del área señalada en la siguiente figura.

5 s 0 s Reserva Asignada Zona de respuesta aceptable
MW
10 min Zona de respuesta no aceptable 30 s 60 s 11.2.3.3. El tiempo cero se considera en el instante de la desconexión de la unidad de generación.

11.2.3.4. La reserva asignada se calculará como el aporte que debe entregar la unidad de generación en base a la desviación de la frecuencia de referencia (60,0 Hz).

11.2.3.5. Se considerará que la respuesta fue satisfactoria si el 95% del tiempo, la reserva entregada su igual o superior al límite establecido en la figura previa.

11.3. Cuando un Generador no remita los registros de los equipos de medición señalados en el numeral 7.3 en el plazo establecido, se considera que existe incumplimiento por cada día que no remitió dicha información.

11.4. En caso de incumplimiento de una unidad de generación de la obligación de realizar RPF, evaluado de acuerdo al numeral 11.2 del presente Procedimiento Técnico, el mismo será reportado dentro del informe mensual de evaluación del cumplimiento de las unidades generadoras frente al servicio de RPF y el agente propietario de la citada unidad deberá aportar un monto de dinero igual a 1/15 del Monto de la compensación mensual para dicha unidad de generación que resulte por RSF por cada día que se detecte un incumplimiento. Dicho monto de dinero se destinará a reducir el pago del monto total del servicio de Reserva Secundaria de Frecuencia del mes siguiente.

12. HORIZONTE, PERIODICIDAD Y PLAZOS
12.1. El informe anual que determina la magnitud para la reserva para RPF se efectuará una vez al año, de acuerdo a los plazos establecidos en el numeral 6.2.1 de la NTCOTR.

12.2. El informe mensual de evaluación del cumplimiento de las unidades generadoras frente al servicio de RPF deberá ser emitido dentro de los primeros 10 días hábiles del mes siguiente al de evaluación.

ANEXO N° 1
METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA
RESERVA DESTINADA A LA RPF
1. CRITERIOS GENERALES
1.1. La metodología para determinar la magnitud de reserva para RPF debe tener en cuenta los mayores costos de operación por disponer de un margen de potencia adicional para proveer el servicio de RPF así como los beneficios del mismo.

1.2. La reserva destinada a la RPF debe responder tanto a cambios intempestivos de la demanda como a cambios intempestivos de la generación que produzcan déficit de generación.

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 un evento.

1.4. La magnitud de Reserva Rotante para la RPF
para compensar déficit de generación tendrá en cuenta las fallas aleatorias de generadores y equipos de la red que impliquen salidas de generación y la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda.

1.5. 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.

1.6. La magnitud de Reserva Rotante para la RPF
para disminuir generación (frecuencia por encima de la referencia) es el mismo encontrado para incrementar generación (disminuciones de frecuencia).

1.7. En la metodología se considera inicialmente una reserva rotante asignada a la RPF del 1% de la demanda, para iniciar el proceso de análisis.

1.8. Para el caso de las áreas aisladas temporalmente del SEIN, el valor en porcentaje de la reserva destinada a la RPF, será evaluado para cada caso de manera específica.

1.9. Si se observa que existe una diferencia mayor al 15% en la magnitud de la Reserva Rotante para la RPF
entre los resultados correspondientes a periodos típicos tales como avenida/estiaje o cambios importantes en la topología de la red o del parque generador, se podrá establecer magnitudes de Reserva Rotante para la RPF
diferenciados para dichos periodos.

2. METODOLOGÍA
2.1. Se calcula el costo de la Energía no Suministrada (ENS) asociada a los eventos considerados en los numerales 1.4 y 1.5, como se indica en los numerales 3 y 4 del presente anexo.

2.2. Se calculan los costos operativos asociados a mantener cada porcentaje de reserva, como se indica en el numeral 2.5 del presente anexo.

2.3. Incrementar la reserva rotante en un 1% e iniciar nuevamente en el numeral 2.1 anterior.

2.4. Determinar la reserva rotante que se asignará a la RPF como el punto donde se minimiza la suma de las siguientes tres (3) componentes:
a) Los costos operativos adicionales por mantener la reserva rotante destinada a la RPF;
b) El costo de la ENS por fallas aleatorias de generadores y equipos de la red que impliquen desconexiones de generación;
c) El costo de la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda.

2.5. Para cada nivel considerado en los numerales 1.7 y 2.3 del presente anexo, se hará simulaciones de la operación utilizando la metodología establecida para la programación de mediano plazo y estimará 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 graficará la curva de costos versus reserva en porcentaje y en él se graficará también el costo total. Luego, se ubicará el valor porcentual de la reserva que signifique el menor costo, según se puede apreciar en la Figura A.1. Este porcentaje de reserva referido a la demanda, será corregido para lo cual se deberá descontar la generación que de acuerdo a la NTCOTR
está exonerada de realizar RPF.
%Reserva $
Costo Demanda Costo Total Costo Servicio Costo Demanda Costo Total Costo Servicio Figura A.1 Costo versus Reserva del sistema.

3. COSTO DE LA ENERGÍA NO SERVIDA POR
PÉRDIDAS DE GENERACIÓN
3.1. La demanda que es necesaria desconectar para cada evento, se determina mediante simulaciones dinámicas ante desconexiones de generación y equipos de la red que impliquen salidas de servicio de generación. El COES encontrará los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, después de transcurridos 30 segundos de ocurrido el evento, el valor de la frecuencia cuasi estable según lo indicado en el numeral 1.3 del presente anexo. Mediante estas simulaciones dinámicas también se determinará el valor de estatismo que deberían tener las Unidades de generación, así como los valores recomendados de velocidad de toma de carga, u otro parámetro importante, de las centrales que deben realizar regulación secundaria de frecuencia.

3.2. En la determinación de la Reserva Rotante para la RPF debe considerarse sólo las desconexiones de demanda que serían evitadas al aumentar esta reserva.

Dicho valor se determina:
a) En las simulaciones dinámicas 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 automático de carga;
b) Para cada nivel de Reserva Rotante se determina el corte asociado al esquema de rechazo automático de carga imputable a un déficit de reserva para RPF.

Dicho valor corresponde a la diferencia entre el corte realizado y el valor encontrado en el ítem a) del numeral 3.2;
c) Adicionalmente, se consideran las desconexiones que se requieren en la simulación para llevar la frecuencia al valor estado cuasi estable definido en el numeral 1.3 del presente anexo.

3.3. Se debe considerar la información utilizada en el último Estudio de rechazo automático de carga.

3.4. Para cada periodo de evaluación, la demanda desconectada se afecta con la tasa de salidas forzadas de generación y equipos de la red que impliquen desconexiones de generación mayores a la desconexión de generación que se simula. Dicha tasa se determina con la historia de las salidas forzadas (FOR) para las 24 horas del día para un periodo histórico de los últimos treinta y seis (36) meses. La duración de las salidas forzadas debe evaluarse desde que la unidad sale de servicio, hasta que es declarada disponible.

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 estadísticas y la experiencia operativa de los últimos tres (3) años, se estimará los tiempos medios de recuperación en función 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 Energía No Suministrada, usado en el Plan de Transmisión vigente.

4. COSTO DE LA ENERGÍA NO SERVIDA POR
VARIACIÓN DE LA DEMANDA
4.1. Para determinar la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda, se identificarán 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 sería necesaria rechazar/racionar para cada evento se determina mediante simulaciones dinámicas. El COES encontrará los valores de carga que deben ser desconectados para alcanzar, después de transcurridos 30 segundos de ocurrido el evento, el valor de frecuencia requerido según lo indicado en el numeral 1.3 del presente anexo.

4.3. En la determinación de la reserva para RPF debe considerarse sólo las desconexiones de demanda que serían evitables al aumentar esta reserva. Dicho valor se determina:
a) En las simulaciones dinámicas se identifica el valor de reserva para RPF a partir del cual no se reducen los cortes de demanda imputables al esquema de desconexión automático de carga;
b) Para cada nivel de reserva se determina el corte asociado al esquema de rechazo automático de carga imputable a un déficit 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 simulación para llevar la frecuencia al valor estado cuasi estable definido el numeral 1.3 del presente anexo.

4.4. Considerar para estos análisis la respuesta autorregulante de la carga frente a la frecuencia. El no considerar este efecto sobrestimaría las consecuencias que para la frecuencia originan los eventos de generación y equipos de la red que impliquen salidas de generación.

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, basándose en las estadísticas y en la experiencia operativa de los últimos tres (3) años, estimará los tiempos medios de recuperación en función 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 Energía No Servida, usado en el Plan de Transmisión vigente.

ANEXO N° 2
EJEMPLO DE EVALUACIÓN DEL
CUMPLIMIENTO DE LA RPF EN ESTADO NORMAL (NUMERAL 11.2.2 DEL PROCEDIMIENTO)
A continuación se muestra un ejemplo de la evaluación del cumplimiento de la RPF en estado normal, siguiendo lo establecido en el numeral 11.2.2 del presente Procedimiento Técnico.

Supóngase que se dispone del siguiente conjunto de datos para una determina Unidad de generación:

Potencia máxima 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 mínima para filtrar los datos utilizando la expresión detallada en el literal d) del numeral 11.2.2 del Procedimiento Técnico: 60 -60*5*3/10000 = 59,91 Hz.

De estos dos valores se observa que el segundo es el más limitante, por lo que será utilizado para eliminar datos que presenten valores de frecuencias inferiores a esta. El conjunto de datos que se utiliza como ejemplo se encuentran en la parte final del presente anexo (433
datos).

Utilizando el límite de 59,91 Hz, los datos eliminados son: 14, 50-54, 90, 249-255, 382, 383, 386-390 y 396. (22 datos eliminados en total) quedando para el análisis restante un total de 411 datos.

Seguidamente se encuentra la frecuencia y potencia promedio de los datos no eliminados:

F
Promedio = 60,02884 Hz.

P
Promedio =115,1253 MW.

Con estos valores se determina la relación teórica entre la potencia de la unidad de generación y frecuencia, mediante la siguiente ecuación:

Donde:

Promedio de las mediciones de frecuencia no eliminadas.

Promedio de las mediciones de potencia no eliminadas.

Estatismo de la unidad (en %).

Frecuencia nominal (60Hz).

Potencia máxima de la unidad.

Finalmente se trazan dos rectas que representan los límites de respuesta teórica de la unidad de generación debido al efecto de la banda muerta máxima establecida y se determina la cantidad de mediciones que se encuentran dentro de dicha región.

59.75
59.80
59.85
59.90
59.95
60.00
60.05
60.10
60.15
60.20
60.25
108 110 112 114 116 118 120 122 124
Frecuencia (Hz)
Potencia(MW)
Ejemplodeevaluaciónde laRPFenestadonormal Mediciones Respuesta Teórica Para el caso mostrado, un total de 115 puntos se encuentran dentro de la banda teórica lo que representa un 28% (100*115/411) de cumplimiento.

Ejemplo de datos correspondientes a la medición Potencia - Frecuencia de una Unidad generadora.

N° Gen Frec N° Gen Frec N° Gen Frec N° Gen Frec 1 109.221 60.130 36 110.477 60.105 71 111.586 60.110 106 110.407 60.090
2 108.975 60.135 37 110.408 60.115 72 111.012 60.110 107 110.679 60.080
3 108.975 60.135 38 110.405 60.115 73 110.983 60.110 108 110.692 60.080
4 109.537 60.105 39 110.953 60.125 74 110.434 60.115 109 110.693 60.075
5 109.539 60.095 40 110.980 60.125 75 110.954 60.115 110 110.967 60.080
6 109.813 60.100 41 110.982 60.125 76 110.980 60.120 111 110.707 60.085
7 109.827 60.110 42 111.256 60.125 77 110.982 60.105 112 110.694 60.085
8 111.747 60.115 43 111.270 60.135 78 110.982 60.120 113 110.693 60.085
9 110.746 60.130 44 110.448 60.125 79 110.982 60.120 114 111.242 60.085
10 110.696 60.135 45 111.778 60.125 80 110.708 60.135 115 111.269 60.080
N° Gen Frec N° Gen Frec N° Gen Frec N° Gen Frec 11 110.693 60.145 46 110.199 60.125 81 110.694 60.120 116 111.270 60.085
12 109.597 60.145 47 110.120 60.105 82 110.693 60.130 117 110.174 60.075
13 109.542 60.145 48 111.213 60.120 83 110.693 60.140 118 110.119 60.085
14 110.087 60.155 49 110.719 60.145 84 109.322 60.145 119 110.116 60.075
15 110.115 60.145 50 110.695 60.175 85 110.625 60.135 120 109.568 60.090
16 109.568 60.135 51 109.871 60.160 86 110.690 60.130 121 109.814 60.095
17 109.540 60.140 52 109.281 60.165 87 109.871 60.125 122 110.101 60.100
18 110.361 60.135 53 111.171 60.170 88 110.104 60.130 123 110.115 60.095
19 109.854 60.130 54 111.265 60.160 89 109.841 60.145 124 109.293 60.095
20 109.829 60.130 55 110.448 60.135 90 109.828 60.155 125 111.172 60.085
21 110.376 60.130 56 109.584 60.135 91 109.553 60.135 126 111.265 60.080
22 110.403 60.135 57 109.541 60.140 92 108.717 60.140 127 109.899 60.075
23 110.405 60.135 58 110.361 60.140 93 108.675 60.140 128 110.379 60.070
24 110.130 60.135 59 109.854 60.140 94 110.318 60.135 129 110.403 60.080
25 110.665 60.125 60 109.829 60.135 95 110.949 60.125 130 110.405 60.095
26 110.143 60.100 61 110.924 60.135 96 109.061 60.095 131 110.130 60.080
27 110.117 60.115 62 110.156 60.125 97 108.967 60.070 132 110.665 60.075
28 110.116 60.115 63 110.941 60.105 98 109.784 60.065 133 110.692 60.080
29 111.213 60.130 64 110.980 60.105 99 110.922 60.065 134 109.596 60.085
30 111.268 60.125 65 110.708 60.085 100 110.979 60.085 135 109.542 60.075
31 110.448 60.125 66 110.694 60.080 101 112.078 60.100 136 109.539 60.065
32 110.407 60.130 67 110.419 60.075 102 111.311 60.085 137 110.361 60.060
33 110.405 60.125 68 111.228 60.080 103 111.272 60.095 138 111.499 60.045
34 112.050 60.115 69 111.268 60.085 104 111.271 60.095 139 111.556 60.040
35 111.858 60.110 70 112.093 60.095 105 110.448 60.095 140 110.462 60.035
141 110.407 60.040 176 109.540 60.015 211 117.334 59.995 246 118.774 59.930
142 110.405 60.040 177 110.910 60.015 212 116.509 60.025 247 118.774 59.935
143 110.953 60.045 178 110.978 60.020 213 117.016 60.035 248 118.774 59.920
144 110.980 60.035 179 110.707 60.025 214 117.315 60.030 249 117.952 59.895
145 111.256 60.030 180 110.694 60.030 215 117.330 60.025 250 118.733 59.910
146 111.544 60.025 181 110.693 60.030 216 117.605 60.020 251 118.772 59.900
147 111.558 60.015 182 111.516 60.040 217 120.086 60.015 252 118.500 59.895
148 111.559 60.010 183 110.734 60.035 218 117.469 60.020 253 119.035 59.900
149 111.559 60.010 184 110.695 60.015 219 117.338 60.025 254 118.239 59.900
150 111.559 60.010 185 111.790 60.020 220 117.331 60.015 255 118.199 59.910
151 111.285 60.010 186 111.845 60.015 221 117.331 60.015 256 118.745 59.930
152 111.271 60.015 187 111.847 60.020 222 117.605 60.020 257 118.773 59.945
153 111.270 60.010 188 112.670 60.030 223 117.619 60.015 258 117.403 59.945
154 111.819 60.005 189 112.711 60.035 224 117.345 60.010 259 116.786 59.940
155 111.298 60.005 190 112.713 60.035 225 117.332 60.015 260 117.304 59.930
156 111.272 59.995 191 111.891 60.035 226 117.879 60.005 261 117.330 59.950
157 110.722 59.995 192 112.946 60.040 227 118.455 59.995 262 117.057 59.965
158 110.695 59.985 193 112.999 60.055 228 118.484 59.980 263 115.398 59.960
159 110.693 59.985 194 112.454 60.060 229 118.760 59.970 264 115.315 59.945
160 110.967 59.985 195 111.878 60.065 230 118.773 59.955 265 116.408 59.960
161 110.981 59.995 196 111.849 60.060 231 118.774 59.955 266 115.914 59.950
162 110.982 60.010 197 113.767 60.050 232 119.597 59.950 267 115.889 59.950
163 109.063 60.010 198 114.137 60.050 233 119.364 59.950 268 116.985 59.945
164 111.160 60.010 199 114.155 60.050 234 119.078 59.945 269 116.491 59.945
165 111.265 60.020 200 114.431 60.050 235 119.063 59.945 270 116.467 59.950
166 109.625 60.020 201 113.896 60.050 236 119.611 59.950 271 115.917 59.955
167 109.543 60.010 202 113.869 60.045 237 118.542 59.955 272 116.438 59.960
168 110.087 60.025 203 114.690 60.040 238 118.488 59.950 273 116.464 59.970
169 110.389 60.010 204 115.828 60.030 239 118.760 59.950 274 115.643 59.985
170 110.404 60.000 205 115.885 60.005 240 118.773 59.930 275 115.602 59.990
171 109.856 60.000 206 116.710 59.980 241 118.774 59.925 276 115.600 60.010
172 109.829 60.005 207 117.026 59.965 242 118.500 59.925 277 115.599 60.010
173 109.827 60.015 208 117.042 59.970 243 118.760 59.930 278 116.422 60.005
N° Gen Frec N° Gen Frec N° Gen Frec N° Gen Frec 174 109.827 60.020 209 118.687 59.975 244 118.773 59.935 279 115.915 59.995
175 109.553 60.020 210 117.399 59.985 245 118.774 59.930 280 115.889 59.995
281 115.888 59.990 316 119.308 59.995 351 122.280 59.995 386 121.081 59.910
282 115.888 59.985 317 119.349 59.975 352 121.691 60.010 387 121.083 59.900
283 115.888 59.980 318 119.900 59.975 353 121.662 60.035 388 121.357 59.905
284 116.162 59.990 319 119.653 59.965 354 121.386 60.050 389 121.371 59.905
285 116.176 59.995 320 119.641 59.970 355 121.921 60.040 390 121.371 59.910
286 117.273 59.995 321 119.640 59.980 356 121.947 60.030 391 122.194 59.915
287 116.231 60.000 322 120.462 59.985 357 121.674 60.010 392 122.235 59.925
288 116.179 60.005 323 120.504 59.995 358 121.112 59.995 393 122.237 59.925
289 115.903 60.005 324 123.521 60.000 359 121.084 59.995 394 119.496 59.925
290 115.066 59.990 325 122.027 60.005 360 121.631 59.990 395 120.729 59.930
291 115.024 59.970 326 120.856 59.995 361 121.659 59.985 396 120.791 59.910
292 117.216 59.965 327 120.797 59.995 362 121.660 59.980 397 119.149 59.915
293 117.325 59.960 328 122.165 59.995 363 120.838 59.970 398 118.519 59.940
294 116.508 59.970 329 121.960 59.995 364 122.167 59.965 399 118.487 59.935
295 116.193 59.965 330 121.949 60.015 365 122.234 59.955 400 118.760 59.945
296 116.452 59.980 331 123.868 60.030 366 121.963 59.955 401 119.048 59.940
297 116.465 59.990 332 122.319 60.035 367 122.224 59.955 402 119.062 59.945
298 116.739 59.995 333 121.967 60.040 368 122.237 59.965 403 118.514 59.945
299 116.753 59.995 334 121.950 60.035 369 121.963 59.975 404 118.213 59.945
300 118.125 59.990 335 120.578 60.025 370 122.224 59.980 405 118.198 59.955
301 117.919 59.985 336 121.058 60.010 371 122.237 59.985 406 117.923 59.960
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303 116.263 59.995 338 121.905 59.975 373 120.003 59.975 408 117.086 59.975
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