· 2018. 8. 24. · crie-01-2010, del 28 de febrero de 2010 estableció que, los valores de la...

ENTE OPERADOR REGIONAL

PROCEDIMIENTO DE DETALLE

COMPLEMENTARIO AL RMER

Versión Mayo de 2012

Procedimiento de Detalle Complementario al RMER

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EXPOSICIÓN DE MOTIVOS

POR LOS CUALES SE PROPONE EL

PROCEDIMIENTO DE DETALLE COMPLEMENTARIO AL

RMER ANTE LA CRIE.

El Ente Operador Regional (EOR), como institución constituida por medio del

Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central (Tratado Marco), suscrito por las Repúblicas de Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y

Panamá, de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 25 del mismo Tratado, es el ente encargado de operar el Mercado Eléctrico Regional (MER); con personalidad

jurídica propia y capacidad de Derecho Público Internacional, actúa en correspondencia a las funciones que le fueron atribuidas por la regulación regional

así como a su visión, misión y valores propios, como entidad de prestigio internacional en el desarrollo y consolidación del Mercado Eléctrico Regional de

América Central (MER) y mercados extra regionales que se integren; y como institución que contribuye al desarrollo sostenible de la región al dirigir y coordinar

la operación del Sistema Eléctrico Regional (SER)y administrar el MER con transparencia y excelencia, en concordancia con la Regulación Regional presenta, a la Honorable Junta de Comisionados de la CRIE, lo siguiente:

A. Acerca del Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR)

El Ente Operador Regional (EOR), durante el primer semestre del año 2010, conforme a lo dispuesto en el numeral 1.1.1 del Libro V del RMER, realizó el

estudio “Revisión y Propuesta de Cumplimiento Gradual de Requisitos del Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR)”, en el cual fueron revisados los

inventarios disponibles de los equipos de medición que fueron suministrados por la mayoría de Operadores del Sistema y/o Operadores del Mercado (OS/OM).

El estudio en mención determinó que, en la mayoría de países, existen equipos de

medición en un número significativo de nodos de la Red de Transmisión Regional (RTR) que no cumplen los requisitos técnicos del SIMECR establecidos en el RMER,

dado que existen limitaciones físicas y tecnológicas en los sistemas de medición comercial que impiden a los OS/OM remitir al EOR la información de las

mediciones diariamente, según lo requiere el RMER.

Las limitaciones anteriormente mencionadas no permiten al EOR implementar, en los plazos establecidos por el RMER, los procesos regionales de Posdespacho, Conciliación, Facturación y Liquidación del MER.

El estudio y la propuesta de Cumplimiento Gradual de Requisitos del Sistema de

Medición Comercial Regional fueron remitidos por primera vez a la CRIE para su aprobación el 3 de noviembre de 2010. La segunda vez, fue remitido por el EOR a

la CRIE en septiembre de 2011.


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Además, debido a estas mismas limitaciones, la CRIE, mediante la resolución N.º

CRIE-01-2010, del 28 de febrero de 2010 estableció que, los valores de la energía real demandada o consumida por sus agentes durante el mes anterior para aplicar

los cargos por regulación y por servicio de operación deben ser remitidos por los OS/OM al EOR, a más tardar el último día del mes siguiente.

Asimismo, la CRIE, en la resolución N.º CRIE-02-2011 del 25 de mayo de 2011

establece que los valores de la energía real demandada o consumida por sus agentes durante el mes anterior a utilizar para la conciliación del cargo por uso de

la RTR para la remuneración de la línea SIEPAC, deben ser remitidos por los OS/OM al EOR, a más tardar el día treinta (30) calendario del mes siguiente.

Finalmente, el EOR en consulta con los OS/OM identificó que, en los nodos de

enlace entre áreas de control de la RTR, existe un sistema de medición comercial que cumple con los requisitos técnicos establecidos en el RMER y permite a los OS/OM entregar la información al EOR en un plazo máximo de 48 horas

posteriores al día de la operación.

B. Acerca del Sistema de Planificación de la Transmisión y

Generación Regional (SPTR)

El capítulo 10 del Libro III del RMER, “Sistema de Planificación de la Transmisión y Generación Regional (SPTR)”, establece lo siguiente: los criterios generales, los

alcances de la planificación de largo plazo y del diagnóstico de mediano plazo, los conceptos a considerar en la planificación, la planificación regional, el proce-

dimiento y metodología para la planificación, las proyecciones de la demanda, los costos de la energía no suministrada, los modelos para la planificación y la

coordinación con las ampliaciones de los sistemas nacionales.

En el caso del Anexo G del Libro III del RMER se enumeran las características y capacidades que se utilizarán en el Modelo de Planificación, que son las mismas

que el EOR aplicará para la planificación de la expansión.

El capítulo 11 del Libro III del RMER, “Ampliaciones de la RTR”, en su articulado establece lo siguiente: Generalidades, Aprobación de Ampliaciones Planificadas, Aprobación de Ampliaciones a Riesgo, Ejecución de las Ampliaciones de

Transmisión.

Para desarrollar las actividades indicadas en los capítulos 10 y 11 citados, es necesario que el EOR realice los procesos de adquisición, instalación y puesta en

funcionamiento de los modelos para la planificación, para lo cual el EOR estará informando oportunamente a la CRIE las fechas en que entren en funcionamiento

estos modelos.


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Por lo que el EOR durante los años 2012 y 2013 estará en proceso de realizar la

compra de los modelos computacionales y el equipo tecnológico necesarios para la ejecución de dichos modelos para la planificación de la expansión.

De manera que el EOR estará requiriendo a los OS/OM y Agentes del MER los

datos para integrar la base de datos de mediano plazo con un horizonte de cinco años y la base de datos de largo plazo con un horizonte de diez años o más si lo

estima conveniente.

Con el objetivo que las Ampliaciones a Riesgo propuestas por los Agentes o terceras partes, no tengan impedimento durante el periodo en que el EOR no

tenga en funcionamiento los modelos para la planificación, y se puedan desarrollar las actividades relacionadas con este tipo de ampliaciones a riesgos, se considera

una aplicación gradual del capítulo 11 del libro III del RMER, la cual se detalla más adelante en este documento en la sección quinta.

C. Acerca de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD)

Dado que en el capítulo 16 del libro III del RMER se establecen los criterios de

calidad, seguridad y desempeño para el diseño de las instalaciones de la RTR y la operación del Sistema Eléctrico Regional (SER) y el artículo 2.6.1 del Libro V del

RMER, en referencia a los criterios de calidad, seguridad y desempeño establecidos en el capítulo 16 del libro III del RMER se establece que:

“El EOR en coordinación con los OS/OM elaborará, a partir de la aprobación de

este reglamento, un programa de cumplimiento gradual de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño que se establecen en el Capítulo 16 del Libro III

del RMER. Este programa de cumplimiento gradual será sometido a la aprobación de la CRIE”.

El EOR, mediante nota de referencia EOR-PJD-03-09-2010-143, remitió a la

Comisión Regional de Interconexión Eléctrica la “Propuesta del Plan Gradual de Cumplimiento de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD)” para

su correspondiente consideración. En la propuesta en mención se señaló la necesidad de desarrollar estudios de

coordinación de protecciones en secciones específicas de las redes de transmisión nacionales, las cuales aún no han sido realizadas.

Así mismo, sobre la base de lo preceptuado en el artículo 2.6.2 del Libro V del

RMER, en referencias a los criterios de calidad, seguridad y desempeño establecidos en el capítulo 16 del libro III del RMER que establece:

”Al cumplirse el primer año de la operación del MER bajo el presente reglamento,

el EOR realizará una evaluación técnica y económica de los criterios y parámetros


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definidos en este numeral para establecer la conveniencia de modificarlos,

complementarlos o ajustarlos. Si se considera necesario realizar modificaciones, estas deberán ser sometidas a la aprobación de la CRIE”.

El EOR, mediante nota de referencia EOR-DE-15-11-2011-635, solicitó a la

Comisión Regional de Interconexión Eléctrica que faculte mediante una resolución regulatoria al Ente Operador Regional a otorgar dispensas de carácter técnico en

la aplicación de lo establecido en el artículo 16.2.7.6 del libro III del RMER.

Además, dada la diversidad de las características tecnológicas de las unidades de generación instaladas en la región, el EOR ha identificado que, utilizar un valor fijo

para el estatismo y la banda muerta intencional de los reguladores de velocidad no es aplicable para todos los generadores del SER, tanto en su operación real, como

para realizar estudios de seguridad operativa.

D. Acerca de la Implementación Gradual del RMER El EOR, de acuerdo con las responsabilidades establecidas en la resolución de la

CRIE N.º 09-2005 y, debido a los resultados del estudio “Revisión y Propuesta de Cumplimiento Gradual de Requisitos del Sistema de Medición Comercial Regional

(SIMECR)” remitió a la CRIE, el “Procedimiento de implementación inicial de procesos específicos del RMER relacionados con las limitaciones del SIMECR”,

mediante nota oficial de fecha 19 de septiembre de 2011.

La CRIE, en fecha 22 de febrero de 2012, mediante la resolución N.º CRIE-P-03-2012, solicitó al EOR el sistema y procedimientos propuestos debidamente

completados.

El EOR, en respuesta a la solicitud en mención presenta a la CRIE el siguiente “Procedimiento de detalle complementario al RMER”, con el objeto de contar con

disposiciones transitorias específicas que, junto con el RMER, proporcionen una base para implementarlo gradualmente en un corto plazo.

CONTENIDO

CONSIDERANDOS

I

Que el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, en su artículo

3, consigna el principio de gradualidad, el cual define como: “Previsión para la evolución progresiva del Mercado, mediante la incorporación de nuevos participantes, el aumento progresivo de la operación coordinada, el desarrollo de

las redes de interconexión, y el fortalecimiento de los órganos regionales”

II


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Que el Segundo Protocolo del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América

Central en su artículo 12, reforma el artículo 32 de dicho Tratado, relacionado con los compromisos de los gobiernos, adicionando el literal d) y un párrafo, al final,

que se lee así:

“d) Realizarán las acciones necesarias para armonizar gradualmente las regulaciones nacionales con la regulación regional, permitiendo la coexistencia

normativa del mercado regional y los mercados nacionales para el funcionamiento armonioso del MER.”

“Cada país miembro definirá a lo interno su propia gradualidad en la armonización

de la regulación nacional con la regulación regional”

III Que el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central en su Artículo 28 establece que: “Los principales objetivos y funciones del EOR son:

a) Proponer a la CRIE los procedimientos de operación del Mercado y del uso

de las redes de transmisión regional. b) Asegurar que la operación y el despacho regional de energía sea realizado

con criterio económico, procurando alcanzar niveles adecuados de seguridad, calidad y confiabilidad.

c) Llevar a cabo la gestión comercial de las transacciones entre agentes del Mercado.

d) Apoyar, mediante el suministro de información, los procesos de evolución del Mercado.

e) Formular el plan de expansión indicativo de la generación y la transmisión regional, previendo el establecimiento de márgenes regionales de reserva y

ponerlo a disposición de los agentes del Mercado.”

IV

Que la Resolución CRIE 09-2005, establece en el apartado III de su sección resolutoria lo siguiente: “VIGENCIA. El Reglamento de el Mercado Eléctrico

Regional, entrará en vigencia plena, hasta la puesta en operación de la línea de trasmisión del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central

(SIEPAC), para lo cual la CRIE emitirá la resolución declaratoria de la puesta en operación de la línea; sin embargo el EOR, deberá implementar a partir de la

presente fecha y a través de la aplicación gradual hasta la entrada de la vigencia plena, los conceptos, mecanismos, metodología, y modelos necesarios y

procedentes, actividad esta que será auditada por la CRIE”.

Por lo antes mencionado se presenta el detalle del procedimiento propuesto organizado en siete secciones:


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Sección primera DEFINICIÓN DE LA FASE I DEL SIMECR

A partir de la fecha que la CRIE apruebe la aplicación del RMER conjuntamente con el presente “Procedimiento de detalle complementario al RMER”, se establecerá un

periodo inicial de 36 meses para que se adecuen los sistemas de medición comercial que conformarían el SIMECR para dar cumplimiento a los

requerimientos técnicos establecidos en el RMER.

Este periodo inicial de 36 meses se denominará “Fase I del SIMECR” conforme el Programa Gradual de cumplimiento de los requisitos técnicos del SIMECR, remitido

a la CRIE el 19 de septiembre de 2011.

Sección segunda PROCESOS COMERCIALES DEL RMER EN LA FASE I SIMECR

1. Presentación de Ofertas al MER

1.1 Las ofertas de inyección y retiro en el Mercado de Oportunidad Regional (MOR) y en el Mercado de Contratos Regional (MCR) podrán ser

presentadas por los agentes del MER a través de su OS/OM en los nodos de la RTR o en los nodos de enlace entre áreas de control.

1.2 Cuando las ofertas sean presentadas en los nodos de enlace o en los nodos

de la RTR, es necesario que en los nodos de enlace se disponga de un sistema de medición comercial que cumpla los requisitos establecidos en el

RMER.

1.3 Cuando las ofertas sean presentadas en un nodo de la RTR, que no es un nodo de enlace, es suficiente con que dicho nodo disponga de un sistema de

medición comercial que cumpla los requisitos establecidos en la regulación nacional.

2. Predespacho regional

2.1 Durante la ejecución del modelo computacional del Sistema Integrado de Información del MER (SIIM) para el predespacho regional, no se verificará el

cumplimiento del servicio auxiliar de reserva para regulación primaria y secundaria de frecuencia.

No obstante lo anterior, el EOR verificará que los predespachos nacionales

suministrados por los OS/OM y el predespacho regional, cumplan los requerimientos de servicios auxiliares correspondientes.


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3. Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR)

3.1 El Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR) operado por los

OS/OM en coordinación con el EOR, será el encargado de obtener la lectura de los medidores ubicados en los nodos de enlace y de poner a disposición

del proceso de conciliación comercial los valores correspondientes a los intercambios efectuados por los enlaces entre áreas de control.

3.1.1 Los nodos de enlace deberán contar con un sistema de medición

comercial oficial que cumpla los requisitos técnicos establecidos en el RMER, con el fin de registrar los intercambios en los enlaces entre áreas

de control durante la operación en tiempo real del SER.

3.1.2 Diariamente, a más tardar a las 48 horas posteriores al día de la operación, cada OS/OM deberá reportar al EOR únicamente los datos almacenados en los equipos de medición bajo su responsabilidad

ubicados en los nodos de enlace entre áreas de control, en el formato aprobado por el EOR.

3.1.3 Cuando ocurran eventos que afecten a los equipos de medición del

SIMECR instalados en los nodos de enlace en el área de control, los OS/OM respectivos deberán elaborar y remitir al EOR el reporte

correspondiente en un plazo máximo de 24 horas posteriores al evento.

3.2 Las pruebas y auditorías a los equipos de medición establecidos en el RMER serán aplicados únicamente a los equipos de medición ubicados en los

nodos de enlace entre áreas de control.

3.2.1 Los equipos de medición que se utilizarán para obtener los datos de

intercambio de energía en los nodos de enlace, deberán ser registrados por el OS/OM respectivo ante el EOR, de acuerdo con lo dispuesto en el

numeral A1.6 del Anexo 1 del Libro II del RMER.

3.3 La realización y entrega de los resultados de los procesos de Posdespacho y Conciliación de Desviaciones en Tiempo Real serán desplazados 24 horas del

plazo establecido en el RMER.

3.4 El EOR suministrará a los OS/OM, como resultado de la conciliación de las Desviaciones en Tiempo Real, para cada período de mercado la información

siguiente: a) Registro de las mediciones de energía, de importación y exportación,

para cada nodo de enlace entre áreas de control.

b) Precios nodales ex–post para cada nodo de enlace de la RTR. c) El tipo y magnitud de las desviaciones en tiempo real para cada nodo

de enlace entre áreas de control. d) Conciliación de las transacciones por desviaciones en tiempo real en

los nodos de enlace entre áreas de control.


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3.5 En un plazo máximo de siete (7) días hábiles después de finalizar el período

de facturación, el EOR presentará a los agentes del MER, a través del OS/OM respectivo, el DTER con el detalle de las transacciones conciliadas

para cada agente.

4. Energía consumida y Plazos de entrega

4.1 Para conciliar el cargo por regulación del MER, el cargo por servicio de operación del sistema y los cargos que remuneren el IAR de la línea SIEPAC,

cada OS/OM remitirá al EOR la energía demandada o consumida en los sistemas nacionales de los Países Miembros, en los plazos establecidos por

la CRIE en las resoluciones respectivas.

5. Posdespacho Regional 5.1 Para realizar el posdespacho regional, cada OS/OM deberá reportar

diariamente al EOR: los datos de las mediciones del SIMECR en los nodos de enlace entre áreas de control, el reporte de contingencias del día de la

operación, así como la información relativa a la disponibilidad real de la red de transmisión dentro de las cuarenta y ocho (48) horas posteriores al día

de la operación.

5.2 La información mencionada en el numeral 5.1 debe ser remitida por los medios y en los formatos definidos por el EOR. Cuando el EOR requiera

modificar estos medios y formatos, lo informará a los OS/OM con al menos quince (15) días de anticipación.

5.3 Diariamente, la realización y entrega de los resultados el proceso de

Posdespacho será desplazado 24 horas del plazo establecido en el RMER.

5.4 Los precios marginales nodales ex-post serán calculados optimizando las

inyecciones, fijando los predespachos nacionales y los retiros netos reales del MER en los nodos de enlace.

5.5 Como resultado del posdespacho, el EOR informará a los OS/OM

veinticuatro (24) horas posteriores al plazo establecido en el RMER, la información siguiente:

a) Registro de las mediciones de energía, de importación y exportación,

para cada nodo de enlace entre áreas de control; b) Asignación proporcional del retiro neto en los nodos de la RTR donde se

programaron transacciones regionales de inyecciones y retiro conforme el numeral 5.7.

c) Precios nodales ex-post para cada nodo de la RTR.


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5.6 Para este periodo de la Fase I del SIMECR, el retiro neto se determinará

para cada área de control. Para la realización del posdespacho, se considerarán únicamente aquellas áreas de control que tengan un retiro

neto mayor que cero. De tal manera que el posdespacho, es formulado como un problema de optimización desacoplado temporalmente, que fija los

predespachos nacionales, fija los retiros netos por área de control del MER cuando el retiro neto es mayor que cero y optimiza las inyecciones del MER.

El Retiro Neto de cada Área de Control se determinará a partir de los datos

de medición del SIMECR del día de operación registrados en los nodos de enlace entre áreas de control, según la formulación siguiente:

∑

Donde:

Retiro NetoA = Retiro Neto del área de control “A” para un periodo de mercado determinado.

MEDi = Datos de medición del SIMECR registrados en el nodo “i” para un

periodo de mercado determinado, considerándose valores positivos los datos de medición de retiro y valores negativos los datos de medición de

inyección.

i = índice de nodos de enlace entre áreas de control, perteneciente al área de control “A”.

n = número total de nodos de enlace entre áreas de control, perteneciente al área de control “A”.

5.7 Con el objeto de calcular los precios nodales expost, es necesario

previamente realizar una distribución del retiro neto calculado para cada área de control, cuando éste es mayor que cero, de tal manera que se

considere el valor de las transacciones programadas en el MER y su distribución en la RTR o en los nodos de enlace cuando esto corresponda.

El Retiro Neto en los nodos de la RTR, se determinará a partir de la

distribución proporcional del Retiro Neto del Área de Control correspondiente. Para el cálculo de esta distribución se consideran las

Transacciones Programadas Regionales que resultaron del Predespacho Regional y la medición del SIMECR registrada en los nodos de enlace, con

base en la siguiente formulación matemática:

[(| | | |)

∑ (| | | |)

]


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Donde:

k: Factor que toma el valor de cero “0”, cuando la sumatoria del valor

absoluto de todas las transacciones programadas regionales del área de control “A” es mayor que cero (∑ (| |)

). Caso contrario, k toma el valor

de uno “1”. Retiro Netoj = Retiro Neto del nodo “j” para un periodo de mercado

determinado.

Retiro NetoA = Retiro Neto del área de control “A” para un periodo de mercado determinado.

TP =Transacción Programada regional en el nodo “j” para un periodo de

mercado determinado.

MED = Datos de medición del SIMECR registrados para el nodo “j” cuando este sea un nodo de enlace entre áreas de control, de lo contrario toma el

valor de cero, para un periodo de mercado determinado.

j= Índice de nodos de enlace y nodos internos de la RTR con transacción programada en el MER del área de control “A”

m= Número de nodos de enlace más el número total de nodos de la RTR internos del área de control “A” con Transacción programada en el MER.

6. Tipificación de Desviaciones

6.1 Las desviaciones en tiempo real, significativas, autorizadas y no autori-

zadas, serán consideradas como desviaciones normales. En consecuencia, las desviaciones a las transacciones programadas en el MER se clasificarán

únicamente en dos tipos: desviaciones normales y graves.

7. Conciliación de Desviaciones Normales en Tiempo Real

7.1 Cualquier diferencia entre los intercambios registrados y los programados en

los nodos de enlace serán conciliados como Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real en el MER.

7.2 El EOR determinará y conciliará, para cada período de mercado, las

desviaciones normales en tiempo real que se registren únicamente en los nodos de enlace entre áreas de control, respecto a los intercambios

programados en el predespacho regional, y asignará dichas desviaciones al OS/OM respectivo, el cual, las internalizará según su regulación nacional.


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7.3 Para la conciliación de las transacciones por desviaciones normales, las

desviaciones serán valoradas a precios ex-post del nodo enlace entre áreas de control, ya sean en exceso o en defecto.

7.4 El resultado neto de los montos asignados a los OS/OM, que tienen su

origen en las desviaciones normales conciliadas por el EOR, es un valor neto diferente de cero, positivo o negativo. El resultado neto asociado a

Desviaciones normales se asignará a todos los OS/OM con este tipo de desviaciones, en el respectivo período de mercado, de acuerdo a la

siguiente regla:

Donde:

Asignacióni = Monto asignado a cada OS/OM “i” que incurrió en una Desviación normal.

Neto_desv.normales = Monto neto asociado a las Desviaciones normales.

Desviacióni = Monto de las Desviaciones normales en que incurrió cada OS/OM”i” por cada inyección y/o retiro.

7.5 Si para la conciliación de las desviaciones en un nodo de enlace entre áreas

de control, no se dispone de los precios ex-post, se utilizará el precio -ex ante y ante la ausencia de ambos se utilizarán los precios nodales

calculados con los costos o precios marginales del posdespacho de las unidades generadoras del sistema eléctrico nacional, los cuales serán

proporcionados por el OS/OM respectivo.

Sección tercera COORDINACIÓN DIARIA DE INFORMACIÓN PARA EL PREDESPACHO REGIONAL

Con el objeto de atender posibles violaciones a restricciones técnicas operativas de las unidades generadoras durante el proceso de predespacho regional, se amplía

el plazo para solicitar ajustes al mismo y lo mencionado se incorpora como causal para solicitar ajustes al predespacho y redespachos regional.

8. Nivel Nacional: los OS/OM

8.1 El plazo establecido en el numeral 5.12.1 literal a) inciso vii del libro II del

RMER, queda comprendido entre las 14:30 y 16:15 Hrs.

8.2 El plazo establecido en el numeral 5.12.1 literal a) inciso viii del libro II

del RMER, se amplía hasta las 17:00 Hrs.


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8.3 El plazo establecido en el numeral 5.12.1 literal b) inciso iv del libro II del

RMER queda comprendido entre las 14:30 y 16:15 Hrs.

9. Nivel Regional: EOR

9.1 El plazo establecido en el numeral 5.13.2 literal a) inciso ix del libro II del


9.2 El plazo establecido en el numeral 5.13.2 literal a) inciso x del libro II del RMER, se amplía hasta las 17:00 Hrs.

9.3 El plazo establecido en el numeral 5.13.2 literal b) inciso vi del libro II del


10. Causales para solicitud de ajustes al Predespacho Regional

10.1 Se considerarán como causales de ajustes al Predespacho en el MER,

durante el periodo de revisión entre el EOR y los OS/OM los siguientes:

a) Cambios topológicos de la RTR, debidamente justificados por el OS/OM respectivo;

b) Pérdida de recursos de generación, debidamente justificados por el

OS/OM respectivo;

c) Solicitudes de los OS/OMS por condiciones de emergencia nacional, debidamente justificados por el OS/OM respectivo;

d) Violaciones de los requisitos de reserva regional de regulación secundaria

de frecuencia;

e) Cambios requeridos al predespacho como resultado de la validación

eléctrica del mismo por parte del EOR, conforme se define en el numeral 5.14 del libro II del RMER;

f) Falta o insuficiencia de garantías financieras conforme los numerales

2.10.3 y 5.15 del libro II del RMER.

g) Violaciones a las restricciones técnicas operativas de las unidades generadoras a las que se les haya asignado transacciones programadas

en el MER como resultado del predespacho regional. Estas restricciones deberán ser debidamente justificadas por el OS/OM respectivo.


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11. Causales para solicitar Redespachos

11.1 Un OS/OM para realizar una solicitud de redespacho, deberá considerar lo

establecido en Libro II numeral 5.17.7.1 del RMER, así como lo establecido en el siguiente criterio:

Violaciones a las restricciones técnicas operativas de las unidades

generadoras a las que se les haya asignado transacciones programadas en el MER como resultado del predespacho regional. Estas restricciones

deberán ser debidamente justificadas por el OS/OM respectivo.

Sección cuarta CRITERIOS DE CALIDAD, SEGURIDAD Y DESEMPEÑO Y SU APLICACIÓN GRADUAL

12. Programa Gradual de Cumplimiento de los Criterios de Calidad,

Seguridad y Desempeño 12.1 Para dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 16.2.7.6 del libro III

del RMER, el EOR tendrá la facultad para otorgar dispensa para los casos en que la unidad generadora, por diseño o por tecnología constructiva no tenga

la capacidad de cumplir con la regulación primaria de frecuencia, de conformidad al siguiente procedimiento:

12.1.1 El agente realiza la solicitud de dispensa del requerimiento establecido

en el apartado 16.2.7.6 del libro III del RMER al OS/OM del país en el que se encuentra conectado, respaldando dicha solicitud con un informe

técnico.

12.1.2 El OS/OM evaluará la solicitud presentada por el Agente y, de aplicar, realizará y presentará un informe al EOR con las justificaciones técnicas

explícitas que soporten, de forma evidente, la imposibilidad de la unidad generadora de participar en la regulación primaria de frecuencia.

12.1.3 El informe en mención debe detallar cómo el OS/OM garantizará que su

área de control cumpla con el requerimiento de reserva rodante, para lo

cual deberá tomar en consideración el efecto que genera la dispensa de carácter técnico solicitada.

12.2 La banda muerta intencional de los reguladores de velocidad deberá

ajustarse en un rango entre 0.00 Hz y ±0.06 Hz hasta que el EOR, en coordinación con los OS/OM, determine según los estudios de seguridad

operativa, los ajustes más apropiados para la banda muerta intencional de los reguladores de velocidad.


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12.3 El valor de estatismo de los reguladores de velocidad debe operar en un

rango que puede variar entre el 2% y el 7%, hasta que el EOR, en coordinación con los OS/OM, determine según los estudios de seguridad

operativa, los ajustes más apropiados de estatismo.

12.4 El valor de reserva rodante de cada área de control deberá ser como mínimo 5% de su demanda horaria, hasta que el EOR, en coordinación con los

OS/OM, determine según los estudios de seguridad operativa, el porcentaje más adecuado para la regulación primaria y secundaria de frecuencia.

12.5 Mientras no se tenga el equipamiento necesario en los nodos de la RTR, los

OS/OM y el EOR no podrán evaluar el nivel máximo de distorsión por armónicos indicado en artículo 16.2.5.2 del Libro III del RMER.

12.6 Se establece un plazo de 36 meses para la puesta en servicio del

equipamiento para verificar el cumplimiento del numeral 16.2.5.2 del Libro

III del RMER, contado a partir de que el EOR en coordinación con los OS/OM defina los nodos de la RTR a ser monitoreados. Los costos de adquisición,

instalación y mantenimiento de los equipos necesarios será responsabilidad del agente propietario de las instalaciones correspondientes al nodo

seleccionado.

12.7 Con respecto a lo establecido en el artículo 16.2.6.1 literal (b) del libro III del RMER, la operación de los Esquemas de Control Suplementario (ECS)

actualmente instalados en el SER que desconectan carga y/o generación ante una contingencia simple, no será considerada como incumplimiento a

los criterios de seguridad establecidos en el RMER, por un periodo de veinticuatro meses contados a partir de la fecha de entrada en vigencia del

presente procedimiento de detalle. No obstante lo anterior, previo a la finalización de este periodo, el EOR en coordinación con los OS/OM evaluarán en base a estudios de seguridad operativa regionales, de acuerdo

a las condiciones de operación del SER, la necesidad de mantener en operación los esquemas de control suplementarios actuales y si es necesario

ampliar el plazo indicado.

12.8 Las máximas transferencias de potencia entre las áreas de control del SER, serán definidas considerando las contingencias simples y múltiples. El EOR

en coordinación con los OS/OM, realizarán la categorización de las contingencias múltiples que serán consideradas, de acuerdo a su impacto en

la operación y seguridad del SER.

12.9 No se considera una condición de incumplimiento al criterio establecido en el artículo 16.2.6.1 (b) del Libro III del RMER, cuando al ocurrir una

contingencia simple, de un transformador de distribución o una línea radial, se interrumpa su carga asociada.


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12.10 El EOR determinará en coordinación con los OS/OM para las unidades

generadoras existentes (a la fecha de entrada en vigencia del procedimiento

de detalle), conectadas a la RTR directa o indirectamente, la necesidad de que dispongan del equipamiento de control de tensión (sistema de excitación y regulador de voltaje) y estabilizadores de sistemas de potencia

(PSS) para amortiguamiento de las oscilaciones del sistema de potencia, así como equipamiento de control de potencia/frecuencia (reguladores de

velocidad), para asegurar un desempeño estable y el cumplimiento de los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales.

Sección quinta

SISTEMA DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN REGIONAL Y SU APLICACIÓN GRADUAL

13. Sistema de Planificación de la Transmisión Regional

13.1 Hasta que el EOR finalice la puesta en funcionamiento de los modelos para

desarrollar los estudios de expansión indicativa de la transmisión establecidos en el capítulo 10 del Libro III del RMER, se aplicarán

únicamente los siguientes artículos de dicho capítulo:

10.1.2 10.1.3 literales d y e

10.2.2 literal c, d y sus sub-literales: i, ii, iii, iv, v, vi, y el literal e 10.4.1

10.6.1 literales a, b, c y sus sub-literales: i, ii, iii, iv, v, vi 10.7.1, 10.8.1, 10.9.1, 10.10.1, 10.10.2, 10.10.3

13.2 Hasta que el EOR finalice la puesta en funcionamiento de los modelos para

desarrollar los estudios de expansión indicativa de la transmisión establecidos en el capítulo 10 del Libro III del RMER, se aplicarán

únicamente los siguientes artículos del capítulo 11 del Libro III del RMER: 11.1.1 literal c

11.3.1, 11.3.2, 11.3.3, 11.3.4 11.3.5 literales a, b

11.3.6 literales a, b, c, d, e 11.3.7 literales b, c

11.3.8 11.3.9 literales a, b

11.3.10, 11.3.12, 11.3.13, 11.3.14, 11.3.15, 11.3.16 11.4.1.1 literales b, c, d, e, f, g, h, i, j

11.4.2.1 literales b, c, d, e, f, g 11.4.3.1, 11.4.3.2, 11.4.4.1, 11.4.5.1, 11.4.6.1


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Sección sexta EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DE LA OPERACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL DEL MER

14.1 El EOR, evaluará el desempeño de la operación técnica y comercial del MER,

bajo el RMER y el procedimiento de detalle complementario, con el fin de

identificar los ajustes normativos que sean necesarios, para que sean presentados a consideración de la CRIE.

Posterior al cumplimiento de un año de la aplicación del RMER y el

procedimiento de detalle complementario, el EOR realizará una evaluación integral del desempeño de la operación técnica y comercial del MER.

Sección séptima VIGENCIA Y APLICACIÓN

15. El presente procedimiento de detalle complementario al RMER estará

vigente…

· 2018. 8. 24. · crie-01-2010, del 28 de febrero de 2010 estableció que, los valores de la...

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