PROCEDIMIENTO PARA ELABORAR EL PREDESPACHO NACIONAL REGIONAL

(MPNR.1)

OBJETIVO

(MPNR1.1)

Definir el procedimiento de detalle que se requiere para la preparación del predespacho nacional regional que se envía al EOR. Además se define como se obtienen los excedentes para ofertar inyecciones al MER y como se obtiene la generación a reducir para ofertar retiros al MER.

. (MPNR.2) (MPNR2.1)

PREDESPACHO NACIONAL REGIONAL CARACTERÍTICAS GENERALES NACIONAL REGIONAL

DEL

PREDESPACHO

(MPNR2.1.1) El predespacho nacional regional es multinodal, donde se identifica las inyecciones y retiros para cumplir la demanda nacional en cada nodo. (MPNR2.1.2) El predespacho nacional regional no considera transacciones internacionales. (MPNR2.1.3) El predespacho nacional regional considera la red de transmisión y toma en cuenta las indisponibilidades o mantenimientos de la red. (MPNR2.1.4) El predespacho nacional regional deberá estar balanceado eléctricamente, mediante análisis de flujo DC. Inyecciones = Retiros + Pérdidas DC (MPNR2.1.5) El predespacho nacional regional deberá indicar la capacidad de reserva de regulación primaria y secundaria de cada unidad de generación. (MPNR2.1.6) El predespacho nacional regional deberá indicar la capacidad máxima de generación de cada unidad de inyección. (MPNR2.1.7) El predespacho nacional regional deberá indicar la energía no atendida en el despacho nacional por déficit o racionamiento en cada nodo. (MPNR2.1.8) El predespacho nacional regional deberá ser elaborado diariamente y remitido al EOR antes de las 14:00 horas.

1 de 5

(MPNR2.2)

Proceso para la elaboración del Predespacho Nacional Regional

(MPNR2.2.1) Distribución de Inyecciones y Retiros (MPNR2.2.1.1) El CND debe realizar un predespacho semanal sin considerar las estimaciones de transacciones internacionales y generar los montos en MW por planta de generación y la demanda máxima total de generación (demanda + pérdidas), por periodo de mercado. (MPNR2.2.1.2) Se procede a distribuir las inyecciones (plantas de generación), en cada nodo de la red nacional de transmisión y se le establece la codificación utilizada para el MER. (MPNR2.2.1.3) La demanda máxima total de generación estimada en el predespacho semanal considera las pérdidas de transmisión. Para la estimación de los MW en pérdidas de transmisión, se considerará su comportamiento histórico. (MPNR2.2.1.4) Para efectos de obtener la demanda total a distribuir por nodo, se restará de la demanda máxima total de generación las pérdidas de transmisión estimadas y se considerará para su distribución, el factor de consumo histórico de la demanda en cada nodo, esto basado en la información de los registros del Sistema de Medición Comercial (SMEC). (MPNR2.2.1.5) Mediante los pasos señalados, se obtiene un predespacho diario multinodal, el cual refleja las inyecciones y retiros en los nodos de la red de transmisión. (MPNR2.2.2) Balance Eléctrico (MPNR2.2.2.1) Se procederá a realizar el balance eléctrico del predespacho diario multinodal. Para ello se utilizará la herramienta de flujo DC suministrada por el EOR, obteniendo una distribución media de las pérdidas cuadráticas en los nodos extremos de cada elemento de la red. (MPNR2.2.3) Capacidad Máxima de Generación (MPNR2.2.3.1) A cada planta de generación mostrada en el predespacho diario balanceado, se le asigna su capacidad máxima de generación por periodo de mercado de acuerdo a la prueba de máxima carga, tomando como referencia los siguientes criterios: a) Para los Ciclos Combinados, se le determina su capacidad máxima dependiendo de su configuración si están generando. Si no están generando se le asigna cero (0).

2 de 5

b) Para los vapores se le coloca capacidad máxima si están generando, si no lo están se le asigna cero (0). c) Las centrales hidráulicas de pasada se le pone capacidad máxima = generación indicada en el predespacho diario balanceado. (MPNR2.2.4) Reserva Primaria y Secundaria (MPNR2.2.4.1)

El CND asignará a cada planta de generación la reserva primaria y secundaria por periodo de mercado (horario), de acuerdo a los siguientes criterios de operación definidos para cada unidad. a) Reserva de Plantas Térmicas 1.

Reserva Primaria Para las unidades que están generando se procede a evaluar la diferencia entre su capacidad máxima de generación y los MW en el predespacho diario balanceado. Si esta diferencia es menor o igual que el 5% del valor del predespacho diario balanceado, su reserva primaria será la diferencia entre la capacidad máxima de generación y los MW del predespacho diario balanceado. De lo contrario la reserva primaria será el 5% de los MW en el predespacho diario balanceado.

2.

Reserva Secundaria La reserva secundaria de las plantas térmicas se considera cero.

b) Reserva de Plantas Hidráulicas 1.

Plantas que no operan bajo el Control Automático de Generación (AGC)

Su reserva primaria es igual a la diferencia entre la capacidad máxima de generación y el valor en MW del predespacho diario balanceado y su reserva secundaria es igual a 0. 2.

Plantas que operan bajo (AGC)

Se determina el monto total de reserva secundaria que se debe distribuir entre las plantas que califican en esta categoría. Este monto se calcula tomando el valor máximo en la comparación entre las demandas de la hora actual y la hora siguiente. Luego se debe evaluar si la planta es de Embalse o de Pasada.

3 de 5

Embalse La asignación de reserva secundaria para las plantas con embalse que están generando, será en orden descendente de acuerdo a su precio. Se evalúa en un ciclo hasta agotar el total de reserva secundaria entre las plantas de embalse y luego se asigna la reserva primaria. Si se asigna reserva secundaria a todas las plantas de embalse y aún queda por asignar algún monto en el total de reserva secundaria, se procede a evaluar las plantas de pasada e híbridas. Pasada Para la asignación de reserva secundaria a las plantas de pasada que operan bajo AGC se deberán evaluar en el siguiente orden: CHANGUINOLA, ESTI, LA ESTRELLA y LOS VALLES. (MPNR2.3)

Excedentes para ofertar inyección al MER.

(MPNR2.3.1) Se obtiene del predespacho nacional regional balanceado, para cada periodo de mercado, los excedentes en cada nodo de la RTR nacional, basado en la siguiente formulación: Excedente = Generación Máxima-MW-Asignación de SRRP MWAsignación de SRRS MW. Donde: Generación Máxima= Es la disponibilidad horaria de cada planta. MW = Son los MW que la planta está prevista a ser despachada para satisfacer la demanda nacional en cada período de mercado (hora). SRR MW= Es la asignación en MW de reserva primaria. SRRS MW = Es la asignación en MW de reserva secundaria. (MPNR2.4)

Generación a reducir para ofertar retiros al MER

(MPNR2.4.1) Se obtiene del predespacho nacional regional balanceado, para cada período de mercado, la generación despachada nacionalmente que se puede reducir en cada nodo de la RTR Nacional, tomando en cuenta los criterios siguientes: Siempre y cuando no supere la capacidad máxima de porteo se toma en cuenta toda planta de generación que tengan MW predespachados a excepción de:  No procede de las unidades renovables no controlables en cada instante t, es decir, unidades eólicas e hidroeléctricas de pasada. 4 de 5

 No viola las restricciones de límites mínimos de operación de las unidades generadoras.  No procede de las unidades de generación tipo “commitment” (ciclos combinados y unidades de vapor).  No procede de unidades convocadas a operar por motivos de seguridad operativa (obligadas por seguridad).

5 de 5