Resolución Nº 014-2005-EM ─ Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados

6.1 SERVICIOS COMPLEMENTARIOS DISPOSICIONES GENERALES 6.2 RESERVA ROTANTE

6.3 REGULACIÓN DE FRECUENCIA

1.1 OBLIGACIONES Y RESPONSABILIDADES 6.4 REGULACIÓN DE TENSIÓN Y/O SUMINISTROS LOCALES DE REAC-

1.2 DEL COORDINADOR TIVOS

1.3 DE LA DELEGACIÓN DE FUNCIONES 6.5 GRUPOS DE ARRANQUE RÁPIDO POR EMERGENCIA

1.4 DE LOS INTEGRANTES DEL SISTEMA 6.6 MECANISMOS DE PERMUTA DE RECHAZO DE CARGA

1.5 DE LA INFRAESTRUCTURA PARA LA COORDINACIÓN TÍTULO SÉPTIMO TÍTULO SEGUNDO DE LAS ACCIONES Y ESTUDIOS DE SEGURIDAD Y SU APLICACIÓN EN DE LA INFORMACIÓN DE LOS INTEGRANTES DEL SISTEMA LA OPERACIÓN DEL SISTEMA

2.1 EN TIEMPO DIFERIDO 7.1 RACIONAMIENTO

2.2 EN TIEMPO REAL 7.2 RECHAZOS Y RECONEXIONES AUTOMÁTICOS DE CARGA

7.3 DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE GENERACIÓN TÍTULO TERCERO 7.4 ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SEIN

7.5 COORDINACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN DE LA INFORMACIÓN DEL COORDINADOR TÍTULO OCTAVO

3.1 INFORMACIÓN QUE PONDRÁ A DISPOSICIÓN DE LOS INTEGRAN- TES DEL SISTEMA DE LOS ESTADOS DE ALERTA, EMERGENCIA Y RESTABLECIMIEN- TO TÍTULO CUARTO

8.1 ESTADOS DE ALERTA Y EMERGENCIA DE LOS PROGRAMAS DE OPERACIÓN 8.2 RESTABLECIMIENTO DEL SISTEMA

4.1 PROGRAMAS DE MEDIANO PLAZO TÍTULO NOVENO

4.2 PROGRAMAS DE CORTO PLAZO

4.3 REPROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL ANÁLISIS POSTERIOR DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA TÍTULO QUINTO 9.1 FISCALIZACIÓN Y SANCIONES DE LA OPERACIÓN EN TIEMPO REAL DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS

5.1 OPERACIÓN EN TIEMPO REAL DISPOSICIONES TRANSITORIAS

5.2 SOBRECARGA DE EQUIPOS

5.3 COORDINACIÓN DE MANIOBRAS ANEXO Nº 1, DEFINICIONES Lima, jueves 3 de marzo de 2005 NORMAS LEGALES Pág. 288301 NORMA TÉCNICA PARA LA COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN EN TIEMPO REAL DE LOS SISTEMAS INTERCONECTADOS I. OBJETIVO El Coordinador debe mantener informados a los Integran- tes del Sistema, la DOCOES, la Dirección y al OSINERG La presente norma tiene como objetivo establecer las obli- de la relación actualizada del personal con que cuenta, gaciones del Coordinador de la Operación en Tiempo Real especificando la identidad y función de cada uno de ellos. de los Sistemas Interconectados y de los Integrantes del mismo, con relación a los procedimientos de operación en 1.2.3 Son funciones del Coordinador: tiempo real de dichos Sistemas. a) Coordinar, supervisar y controlar la ejecución de la ope- II. BASE LEGAL ración en tiempo real del Sistema siguiendo el Progra- ma de Operación Diario o su reprogramación; - Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas. b) Reprogramar la operación del Sistema cuando corres- - Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, apro- ponda, según lo establecido en el numeral 4.3 en coor- bado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM. dinación con los Integrantes del Sistema; - Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, c) Determinar y disponer la aplicación de la configuración aprobada por Decreto Supremo Nº 020-97-EM. más apropiada del Sistema para permitir su adecuada operación, considerando criterios de seguridad, calidad III. ALCANCES y economía, siguiendo en lo posible lo establecido en el Programa de Operación Diario o su reprogramación; Son alcances de la presente Norma: d) Coordinar y supervisar la ejecución de las actividades que conlleven a un cambio del estado operativo de los equipos a) Establecer los criterios y procedimientos que se deben y dispositivos de los Integrantes del Sistema en instalacio- seguir para la operación en tiempo real de los Sistemas nes de niveles de tensión igual o superior a 100 kV. Los Interconectados; Integrantes del Sistema están autorizados a coordinar di- b) Establecer las obligaciones del Coordinador de la Ope- rectamente las maniobras en instalaciones de niveles de ración en Tiempo Real del Sistema, relacionadas con la tensión inferior a 100 kV. En casos excepcionales, el Coor- coordinación, supervisión y control de la operación del dinador puede ampliar los alcances de sus funciones a Sistema; así como con la información que debe transfe- otras instalaciones de menores niveles de tensión que a rir a los Integrantes del Sistema, la DOCOES, la Direc- su criterio afecten la calidad o seguridad del Sistema; ción y al OSINERG; incluyendo su forma y oportunidad e) Coordinar, disponer y autorizar a los Integrantes del Sis- de entrega. tema la ejecución de maniobras y órdenes operativas c) Establecer las obligaciones de los Integrantes del Sis- para garantizar la seguridad del Sistema y la calidad tema, relacionadas con la operación de sus instalacio- del servicio, siguiendo en lo posible el Programa Diario nes; así como con la forma y oportunidad de entrega de de Operación o su reprogramación; la información necesaria para el cumplimiento de las f) Intercambiar información en tiempo real con los Inte- funciones del Coordinador. grantes del Sistema; g) Supervisar en tiempo real las variables eléctricas y el estado operativo del Sistema, así como disponer las ac- IV. NORMAS REGLAMENTARIAS DE LA ciones necesarias para mantener o restablecer su es- OPERACION EN TIEMPO REAL tado operativo normal; h) Supervisar las variables hidráulicas de las centrales hi- TÍTULO PRIMERO droeléctricas, y la disponibilidad de combustible alma- cenado en las centrales termoeléctricas; DISPOSICIONES GENERALES i) Controlar la calidad y seguridad del Sistema conforme a la normatividad vigente.

1.1 OBLIGACIONES Y RESPONSABILIDADES j) Dirigir el restablecimiento del Sistema luego de produ- cida una perturbación. En Estado de Emergencia, de-

1.1.1 Los Integrantes del Sistema están obligados a operar terminará el estado del Sistema y dispondrá las accio- sus instalaciones y a suministrar la información necesaria nes para su restablecimiento. En particular, coordinará para coordinar la operación del Sistema, conforme lo seña- con los Integrantes del Sistema las condiciones de cali- la la presente Norma. dad de la frecuencia para la interconexión de las Áreas Operativas que se hayan restablecido;

1.1.2 Las sanciones a que hubiere lugar por el mal servi- k) Registrar, evaluar y difundir la información de la Opera- cio, mala operación y/o el incumplimiento por parte del Coor- ción en Tiempo Real del Sistema, para lo cual estable- dinador y de los Integrantes del Sistema, de la Ley, su Re- cerá un sistema mecanizado adecuado; glamento, las Normas, los Procedimientos Técnicos del l) Informar a los Integrantes del Sistema, por el medio más COES y de la presente Norma, son competencia del OSI- adecuado e inmediato, la operación ejecutada y por eje- NERG conforme al numeral 9.1 de la presente Norma. cutar sobre la base del Programa de Operación Diario.

1.2 DEL COORDINADOR 1.3 DE LA DELEGACIÓN DE FUNCIONES

1.2.1 El Coordinador es responsable de la coordinación de 1.3.1 El Coordinador podrá delegar temporalmente parte la operación en tiempo real del Sistema a que se refiere el de sus funciones, a uno o más Integrantes del Sistema con Artículo 92º del Reglamento e interactuará permanentemen- el objeto de dar cumplimiento a las mismas; te con los Integrantes del Sistema, y pondrá a disposición del público la información de la operación, a través de la 1.3.2 La delegación de funciones está orientada a facilitar respectiva página WEB en un tiempo de entrega conve- la subsanación de situaciones en Estados de Alerta, Emer- niente que permita su emisión en forma confiable (no debe gencia y Recuperación, relacionadas con la coordinación, ser mayor de 24 horas después de haberse efectuado la supervisión y control de la Operación en Tiempo Real del operación diaria). La actividad de coordinación se desarro- Área Operativa de influencia que asigne el Coordinador a lla las 24 horas del día de todos los días del año. un Integrante del Sistema por el tiempo que estime nece- sario, quien está obligado a aceptar la delegación dispues-

1.2.2 El Coordinador contará necesariamente con un cen- ta por el Coordinador; tro de control con los recursos humanos necesarios, de probada experiencia en la operación de sistemas eléctri- 1.3.3 La delegación de funciones debe ser previamente es- cos de potencia y a dedicación exclusiva; deberá tener un tablecida mediante un convenio, en el cual se establecerán jefe de coordinación y dispondrá de ingenieros coordina- las responsabilidades y el monto que el Coordinador abo- dores de turno, ingenieros analistas y personal de apoyo. nará a los delegados; Pág. 288302 NORMAS LEGALES Lima, jueves 3 de marzo de 2005

1.3.4 La delegación de funciones será registrada por el los ensayos pertinentes, y cada cuatro (4) años o cuando Coordinador y por el Integrante del Sistema delegado y debe se realice alguna modificación y/o ampliación de equipos efectuarse en los términos y condiciones que contribuyan y/o instalaciones, se realizarán ensayos para actualizar las a garantizar la seguridad, confiabilidad y libre acceso a las características técnicas y los modelos matemáticos men- redes durante el período que el Coordinador determine. cionados.

1.3.5 El Delegado debe contar con los recursos y la infra- 1.5 DE LA INFRAESTRUCTURA PARA LA estuctura necesaria y estar formalmente calificado por la COORDINACIÓN DOCOES para realizar la función. El Delegado contará con las mismas facultades y prerrogativas del Coordinador en 1.5.1 El Coordinador contará con sistemas y equipos ade- su área operativa de influencia y siempre bajo las directi- cuados que permitan y faciliten la transmisión y recepción vas de éste. en tiempo real de todo tipo de información durante las 24 horas de todos los días del año con los Integrantes del Sis-

1.4 DE LOS INTEGRANTES DEL SISTEMA tema. Para tal fin, cada uno de los Integrantes del Sistema se mantendrá enlazado con el Coordinador a través de un

1.4.1 Cada Integrante del Sistema contará necesariamen- sistema de comunicación confiable y compatible. te con un Centro de Control para la operación en tiempo real de sus instalaciones; así como, estará obligado a cum- 1.5.2 El Coordinador determinará el protocolo de comuni- plir las disposiciones del Coordinador y contará con los re- caciones entre el Centro de Control del Coordinador y los cursos humanos y materiales necesarios para operar físi- Centros de Control de los Integrantes del Sistema, basado camente sus instalaciones, adquirir automáticamente infor- en normas internacionales, e indicará las especificaciones mación de su Sistema, coordinar e intercambiar informa- técnicas mínimas de este protocolo para todos los Centros ción en tiempo real con el Coordinador. Los distribuidores de Control. Asimismo, establecerá los requisitos mínimos y clientes libres con una demanda total menor o igual a 30 de calidad y condiciones para el intercambio de informa- MW y titulares de generación con centrales cuya suma to- ción en tiempo real que requiera, especialmente en cuanto tal de potencias efectivas sea menor o igual a 10 MW no a calidad de las medidas y estados, sincronización horaria están obligados a contar con un Centro de Control, pero de las mismas, señalización horaria de los cambios de es- deben contar durante las 24 horas del día con un supervi- tado, entre otros, que considere necesarios por su impor- sor responsable de la operación de sus instalaciones. tancia, lo cual será de cumplimiento obligatorio.

1.4.2 Los Centros de Control deben contar permanente- 1.5.3 El Coordinador dispondrá las topologías de comuni- mente con un supervisor de turno encargado de supervi- cación técnicamente más adecuadas, bajo criterios unifor- sar y controlar la operación de sus instalaciones. Asimis- mes para todos los integrantes. mo, deben contar con un responsable de la operación, en calidad de jefe del Centro de Control. Estas designaciones 1.5.4 El Coordinador del Sistema contará con programas deberán ser comunicadas al Coordinador. de aplicación en línea para evaluar la seguridad operativa del Sistema, tales como Estimador de Estado, Flujo de

1.4.3 Los Integrantes del Sistema son responsables de la Carga en Línea, Análisis de Contingencias, Pronóstico de seguridad de las personas y de sus instalaciones. Demanda, Control Automático de generación y otros que considere necesarios.

1.4.4 Los Integrantes del Sistema que deben contar con un Centro de Control, tienen las siguientes obligaciones ope- rativas: TÍTULO SEGUNDO a) Supervisar y controlar la operación, así como obtener DE LA INFORMACIÓN DE LOS INTEGRANTES datos de sus instalaciones; estableciendo con el Coor- DEL SISTEMA dinador las acciones conducentes a mantener el Esta- do Normal de la misma; 2.1 EN TIEMPO DIFERIDO b) Llevar el control de la ejecución de los trabajos de man- tenimiento, ampliación y pruebas de sus instalaciones, 2.1.1 Los titulares de generación presentarán al Coordina- informando de los mismos al Coordinador, conforme a dor, en la forma y plazos que éste determine, la siguiente sus requerimientos; información, con copia a la DOCOES: c) Ejecutar las órdenes operativas dispuestas por el Coor- dinador e informar a éste sobre su ejecución, en con- a) La potencia efectiva de cada central hidroeléctrica y de cordancia con lo establecido en el numeral 1.2.3; cada unidad termoeléctrica, así como el consumo pro- d) Informar al Coordinador, en el plazo que éste establez- pio por cada central; ca, sobre la ejecución de maniobras de instalaciones b) Las características técnicas de centrales, unidades de de los sistemas de transmisión hasta un nivel mínimo generación, líneas, transformadores y equipos de me- de 60 kV y en el caso de sistemas de generación hasta dición; una capacidad mínima de 10 MW; c) Las características de los equipos de maniobra y siste- e) En caso ocurra un estado de emergencia en sus insta- mas de protección; laciones, informar inmediatamente al Coordinador y bajo d) El tiempo de arranque desde la parada fría hasta el sin- la dirección de éste, determinar el estado operativo e cronismo, el tiempo desde el sincronismo hasta la ple- iniciar las acciones de restablecimiento de sus instala- na carga y el tiempo mínimo requerido entre la parada y ciones, siguiendo las secuencias de maniobras elabo- el rearranque, características de toma y reducción de radas por el COES. De ser necesario, con conocimien- carga, carga mínima y el tiempo mínimo de operación, to del Coordinador y utilizando los procedimientos pre- para cada unidad en condiciones normales y en condi- establecidos, puede optar por rechazos manuales de ciones de emergencia; carga y/o desconexión de unidades de generación u e) En el caso de centrales térmicas, las características del otros equipos para preservar la estabilidad del Siste- sistema de aprovisionamiento y almacenamiento de ma; combustibles, así como los volúmenes almacenados, f) Enviar al Coordinador, en la forma que éste establezca, los consumos específicos medios, los consumos espe- los informes preliminares de perturbaciones en un pla- cíficos para distintos niveles de carga por cada unidad zo de 60 minutos después de haberse recuperado las y otros que el Coordinador establezca; condiciones normales de operación; f) En el caso de centrales hidroeléctricas, las característi- g) Reportar diariamente al Coordinador los eventos regis- cas de los sistemas de embalse, los tiempos de despla- trados en sus instalaciones y la información operativa zamiento del agua en su cauce o en canales de con- adicional que éste requiera; ducción, la relación de conversión m 3/kWh en función h) Asumir la delegación de coordinación. del nivel del embalse, así como los niveles mínimo y máximo de sus embalses, caudales mínimo y máximo

1.4.5 Los Integrantes del Sistema están obligados a entre- turbinables, series históricas de caudales y otros que gar al Coordinador con copia a la DOCOES, en los plazos sean requeridos por el Coordinador; que éste establezca, las características técnicas y los mo- g) La programación del mantenimiento de equipos e insta- delos matemáticos de sus equipos e instalaciones de acuer- laciones; do a los formatos que el Coordinador o la DOCOES seña- h) Los despachos de carga previstos; le. De ser el caso dicha información será sustentada con i) Las curvas de capacidad (P-Q) de los generadores; Lima, jueves 3 de marzo de 2005 NORMAS LEGALES Pág. 288303 j) Las características de regulación de frecuencia, esta- 2.2.2 La presentación de la información contenida en el nu- tismos, banda muerta, diagramas de bloques con sus meral 2.2.1 no es obligatoria para los titulares de genera- parámetros, y la función de transferencia; ción que no superen los diez (10) MW de potencia efectiva; k) Los sistemas de desconexión automática de genera- sin embargo, aquellos que sean requeridos por el Coordi- ción; nador están obligados a: l) Sobrecargas admisibles de sus equipos; m) La información de los sistemas de protección y sus ca- a) Disponer de un medio de comunicación principal, como libraciones; mínimo el de la red de telefonía pública, y un medio de n) La información técnica adicional que el Coordinador re- respaldo compatible con el del Coordinador; quiera. b) Informar periódicamente a requerimiento del Coordina- dor las magnitudes de potencia activa, potencia reacti-

2.1.2 Los titulares de transmisión presentarán al Coordina- va y tensión de cada unidad de generación de la cen- dor, en la forma y plazos que éste establezca, la siguiente tral, por medio magnético en el formato que el Coordi- información, con copia a la DOCOES: nador defina; c) Transmitir información inmediatamente después de la a) La configuración de las subestaciones; ocurrencia de algún evento de cualquier unidad de ge- b) Las características técnicas de las líneas, transforma- neración o equipo de la central; dores, equipos de compensación reactiva y equipos de d) Entregar la información técnica adicional que el Coordi- medición, entre otros; nador requiera. c) Límites de carga de cada componente de sus instala- ciones; 2.2.3 Los titulares de transmisión con niveles de tensión d) Las características de los sistemas de protección, con- iguales o superiores a 100 kV deben presentar al Coordi- trol y maniobra lógica local, enclavamientos, sincroni- nador, en tiempo real y en la forma que éste establezca, la zación y otros; siguiente información: e) La programación de mantenimiento de equipos e insta- laciones; a) La posición de los interruptores; f) La información técnica adicional que el Coordinador re- b) La posición de los seccionadores; quiera. c) La posición de los gradines de los transformadores con conmutadores de toma bajo carga;

2.1.3 Los titulares de distribución y clientes libres presen- d) Los niveles de tensión de barra; tarán al Coordinador, en la forma y plazos que éste esta- e) Las potencias activa y reactiva de las líneas y transfor- blezca, la siguiente información, con copia a la DOCOES: madores; f) La potencia reactiva de equipos de compensación reac- a) La configuración de las subestaciones y redes; tiva inductiva/capacitiva; b) Las características técnicas de líneas, transformadores, g) Las señales de alarma de subestaciones, líneas, trans- equipos de compensación reactiva y equipos de medi- formadores y equipos de compensación reactiva de ma- ción; nera centralizada por equipo; c) Límites de carga de cada componente de sus instala- h) La información técnica adicional que el Coordinador re- ciones; quiera. d) Las características de los sistemas de protección y ma- niobra, incluidos los sistemas de rechazo y reconexión Tratándose de redes de transmisión con niveles de tensión automática de carga; inferiores a 100 kV, el Coordinador solicitará la correspon- e) La programación del mantenimiento de equipos e insta- diente información que le permita efectuar adecuadamente laciones; la coordinación de la operación en tiempo real del Sistema. f) Los pronósticos de demanda mensual de potencia y energía en cada barra de compra para los próximos doce 2.2.4 Los titulares de redes de distribución y los clientes li- meses; bres presentarán al Coordinador, en tiempo real y en la for- g) Los registros históricos de mediciones de consumo de ma que éste establezca, la información sobre la operación potencia activa y reactiva de usuarios finales; así como de sus instalaciones que, a criterio del Coordinador, pueda las proyecciones de demanda que el Coordinador re- afectar la calidad del servicio o la seguridad del Sistema. quiera en subestaciones con niveles de 60 kV o menos, en valores promedio para períodos de media hora o 2.2.5 Para llevar a cabo la transferencia de información a menos; que se refiere el numeral 2.2, los Integrantes del Sistema h) La información técnica adicional que el Coordinador re- deben enlazar sus respectivos Centros de Control a través quiera. de un sistema de comunicaciones confiable y compatible con el Centro de Control del Coordinador.

2.1.4 Cualquier modificación en la información a que se refiere el numeral 2.1, debe ser comunicada al Coordina- dor, con copia a la DOCOES, con dos (2) semanas de an- TÍTULO TERCERO ticipación y ratificada en el momento en que la modifica- ción se haga efectiva. DE LA INFORMACIÓN DEL COORDINADOR

2.2 EN TIEMPO REAL 3.1 INFORMACIÓN QUE PONDRÁ A DISPOSICIÓN DE LOS INTEGRANTES DEL SISTEMA

2.2.1 Los titulares de generación que operen conectados al Sistema deben presentar al Coordinador en tiempo real 3.1.1 El Coordinador establece la referencia horaria para el y en la forma que éste establezca, la siguiente informa- registro de todos los eventos y actividades vinculadas con ción: la Operación en Tiempo Real del Sistema utilizando infor- mación de tipo satelital. Los Integrantes del Sistema están a) La posición de los interruptores; obligados a usar esta referencia. b) La posición de los seccionadores; c) En caso de centrales hidroeléctricas, los caudales, el 3.1.2 El Coordinador está obligado a suministrar oportuna- nivel y volumen de los embalses; mente, a la DOCOES, toda la información que ésta requie- d) En caso de centrales térmicas, el combustible almace- ra para evaluar, programar o reprogramar la operación del nado; Sistema. Así mismo, está obligado a poner a disposición e) Los niveles de tensión en bornes de generación y en de la DOCOES, en tiempo real, la información relacionada barras; con la operación del Sistema que ésta requiera. Para la f) La frecuencia en las barras de generación; transferencia de la información en tiempo real, la DOCOES g) Las potencias activa y reactiva de cada generador y es responsable de enlazar su sistema informático con el transformador; del Coordinador, a través de un sistema de comunicacio- h) Las señales con niveles de alarma grave de centrales, nes confiable y compatible con el del Coordinador; el siste- subestaciones, generadores y transformadores de ma- ma de la DOCOES debe adaptarse al protocolo de comuni- nera centralizada por equipo, así como las señales con caciones del Coordinador. niveles de alarma leve que defina el Coordinador ; i) La información técnica adicional que el Coordinador re- 3.1.3 Periódicamente el Coordinador pondrá a disposición quiera. de los Integrantes del Sistema la siguiente información: Pág. 288304 NORMAS LEGALES Lima, jueves 3 de marzo de 2005 a) El despacho real de las unidades de generación: poten- a) El Programa de Operación Semanal, debe considerar cia activa y reactiva; de ser el caso, la actualización del Programa de Opera- b) Los costos marginales, costos diarios de operación/ra- ción Mensual y será entregado antes de las 17:00 ho- cionamiento del Sistema; ras del día jueves de cada semana. Este programa será c) Las perturbaciones ocurridas; aplicado durante el período sábado - viernes siguiente; d) Las horas de salida y reconexión de equipos por man- b) El Programa de Operación Diario, debe considerar de tenimiento/falla; ser el caso, la actualización del Programa de Opera- e) Las horas de orden de arranque/parada y las de ingre- ción Semanal y será entregado antes de las 14:00 so/salida de unidades; horas de cada día; y, de ser necesario, se efectuará f) Las disposiciones de reprogramación de la operación un ajuste a dicho programa el cual será entregado del sistema; antes de las 22:00 horas del mismo día, que incluirá g) Las disposiciones de regulación de tensión, frecuencia el resultado de la operación de ese día en horas de y otros; máxima demanda. Este programa tendrá vigencia h) Los registros de frecuencia y tensión; durante el período 00:00 - 24:00 horas del día siguien- i) La información técnica adicional que los Integrantes del te y se realizará tomando en cuenta un horizonte de Sistema requieran para evaluar la operación del Siste- siete (7) días. ma.

4.3 REPROGRAMACIÓN DE

3.1.4 El Coordinador está obligado a retransmitir informa- LA OPERACIÓN ción operativa en tiempo diferido a los Integrantes del Sis- tema que así lo requieran, a través de un medio adecuado. 4.3.1 El Sistema opera en tiempo real bajo las disposi- ciones del Coordinador siguiendo el Programa de Ope-

3.1.5 Cuando se produzca un hecho que origine interrup- ración Diario. Sin embargo, este programa podrá ser re- ciones de suministro mayor del cinco por ciento (5%) de la formulado bajo las condiciones y conforme a los proce- máxima demanda anual del Sistema registrada hasta el mes dimientos técnicos mencionados en el numeral 4.3.2. La anterior, el Coordinador elevará un informe preliminar so- Reprogramación de la Operación Diaria será efectuada bre su ocurrencia a la Dirección y al OSINERG, dentro de por la DOCOES o por el Coordinador. En caso que res- las cuatro (4) horas de ocurrido el evento. Este informe será pondiendo a una misma circunstancia ambos realicen la ampliado y sustentado documentadamente por el Coordi- reprogramación, tendrá prioridad la que emitió la DO- nador ante dichos organismos, dentro de las cuarenta y COES de acuerdo a los plazos que se establece en el ocho (48) horas de producido el evento. numeral 4.3.3.

3.1.6 El Coordinador retransmitirá en tiempo real a los inte- 4.3.2 El COES elabora los procedimientos técnicos donde grantes del Sistema que lo soliciten, la información de la se fijan los criterios y condiciones bajo los cuales se debe operación en tiempo real que cada uno considere necesa- reformular el Programa de Operación Diario. Estos proce- ria, y sólo a aquellos Integrantes que hayan cumplido con dimientos serán aprobados por el Ministerio. enviar el total de sus señales requerida por el Coordinador. La retransmisión de data a los Integrantes del Sistema se 4.3.3 En todos los casos, la Reprogramación de la Opera- realizará utilizando el mismo protocolo de comunicaciones ción Diaria será remitida a los Integrantes del Sistema por definido en el numeral 1.5.2. vía electrónica o por el medio más adecuado, en un plazo máximo de sesenta (60) minutos. Esta reprogramación en- tra en vigencia inmediatamente con conocimiento de los TÍTULO CUARTO Integrantes del Sistema y reemplaza para todos los efec- tos al Programa de Operación Diario, hasta las 24:00 ho- DE LOS PROGRAMAS DE OPERACIÓN ras del mismo día. Los Integrantes del Sistema están obli- gados a cumplir con la Reprogramación de la Operación

4.1 PROGRAMAS DE MEDIANO PLAZO Diaria.

4.1.1 El Programa de Operación Anual y el Programa de Operación Mensual elaborados por la DOCOES, serán re- TÍTULO QUINTO mitidos al Coordinador y a los Integrantes del Sistema por vía electrónica o por el medio más adecuado, consideran- DE LA OPERACIÓN EN TIEMPO REAL do lo siguiente:

5.1 OPERACIÓN EN TIEMPO REAL a) El Programa de Operación Anual será entregado antes del 6 de diciembre de cada año para el período enero- 5.1.1 El Coordinador es el responsable de coordinar la Ope- diciembre del siguiente año. Este programa al menos ración en Tiempo Real del Sistema considerando los pro- debe comprender el pronóstico mensual de la deman- cedimientos técnicos del COES. La Operación en Tiempo da, caudales naturales para las cuencas donde operan Real del Sistema incluye: las centrales hidroeléctricas, costo de combustibles, la previsión de volúmenes mensuales almacenados y des- a) La supervisión y control del suministro de electricidad a cargas de los embalses, el programa de mantenimiento las empresas distribuidoras y a los clientes libres con- mayor de centrales eléctricas y líneas de transmisión, forme al numeral 1.2.3 d, resguardando la calidad del los requerimientos de mantenimiento que no son califi- servicio y seguridad del Sistema; cados como mantenimiento mayor pero que afectan la b) La operación del Sistema fuera de la programación en producción de las unidades de generación, los cauda- los estados de Alerta y Emergencia, y/o mientras no se les para la atención de riego y otros servicios, el mante- disponga de programas actualizados; nimiento de instalaciones conexas a las centrales hi- c) La ejecución de las maniobras necesarias que permi- droeléctricas como embalses, canales y otros, la gene- tan mantener el Sistema con los parámetros eléctricos, ración de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas in- dentro de las tolerancias especificadas por la Norma cluyendo las posibles restricciones; así como, los estu- Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, dios correspondientes que los sustentan; d) La permanente evaluación de la seguridad del sistema; b) El Programa de Operación Mensual será entregado con e) De ser necesario, la Reprogramación Diaria según lo una anticipación mínima de 36 horas a su entrada en establecido en el numeral 4.3. vigencia, formará parte del Programa de Operación Anual y debe considerar la actualización de este pro- 5.1.2 Luego de haber transcurrido los estados de Alerta y grama a partir del mes correspondiente con un horizon- Emergencia, y mientras no se disponga de programas de te de programación de doce (12) meses. operación actualizados, el Coordinador dirigirá la opera- ción del Sistema considerando en lo posible criterios de

4.2 PROGRAMAS DE CORTO PLAZO operación a mínimo costo y de seguridad, tomando en cuen- ta los procedimientos operativos del COES.

4.2.1 El Programa de Operación Semanal y el Programa de Operación Diario elaborados por la DOCOES serán re- 5.2 SOBRECARGA DE EQUIPOS mitidos por vía electrónica o el medio más adecuado al Coordinador y a los Integrantes del Sistema, considerando 5.2.1 Los Integrantes del Sistema supervisarán que sus lo siguiente: equipos operen dentro de los límites de carga informados Lima, jueves 3 de marzo de 2005 NORMAS LEGALES Pág. 288305 al Coordinador y a la DOCOES; o aquellos límites estable- 5.4.2 De comprobarse inminentes vulneraciones, cualquier cidos por la DOCOES por seguridad del Sistema. Integrante las deberá comunicar inmediatamente al Coor- dinador y a los demás integrantes del Sistema por vía elec-

5.2.2 En caso de detectarse una sobrecarga que exceda trónica o por el medio más adecuado. los límites fijados para un equipo determinado de un Inte- grante, éste comunicará dicho evento al Coordinador, quien 5.4.3 El Coordinador, aceptará o rechazará solicitudes de dispondrá las medidas necesarias para reducir la carga del los Integrantes, con el correspondiente sustento técnico; y equipo. El Integrante informará, en cada caso, el valor de la comunicará su decisión a todos los Integrantes por vía elec- sobrecarga admisible y el tiempo máximo admitido en las trónica o por el medio más adecuado. condiciones existentes en ese momento.

5.4.4 Cuando una unidad o central de generación salga in-

5.3 COORDINACIÓN DE tempestivamente de servicio, el Coordinador evaluará el MANIOBRAS déficit producido y dispondrá incrementar, preferentemen- te en igual magnitud, la generación de las unidades de la

5.3.1 El Coordinador dispondrá la ejecución de toda ma- reserva rotante de menor costo variable. niobra que involucre equipos de generación y transmisión, así como de aquellos equipos de distribución o de clientes 5.4.5 Cuando salga de servicio intempestivamente un equi- libres conforme al numeral 1.2.3 d. po de transmisión que enlaza centros de generación, el Coordinador evaluará el déficit o exceso de generación en

5.3.2 Las maniobras requeridas por los Integrantes del cada Área Operativa y procederá del siguiente modo: Sistema por mantenimiento o pruebas, se sujetarán a aquellas incluidas en el Programa de Operación Diario. a) Para el Área Operativa con déficit, dispondrá preferen- Se exceptúan las maniobras necesarias para efectuar temente incrementar la generación de las unidades de mantenimientos correctivos de emergencia y las manio- la reserva rotante de menor costo variable; bras autorizadas para el autorestablecimiento de su área b) Para el Área Operativa con exceso, dispondrá preferente- operativa, las cuales deberán ser comunicadas inmedia- mente disminuir la generación de las unidades de mayor tamente al Coordinador. A solicitud del Coordinador, el costo variable. Quedan exceptuadas las unidades térmi- Integrante presentará un informe técnico sustentatorio de cas que operan por despacho de energía. Una unidad tér- las maniobras ejecutadas, en un plazo no mayor de dos mica opera por despacho de energía cuando, por optimi- (2) horas. zación de la operación, permite con ventajas económicas aumentar los niveles de los embalses de centrales hidráu-

5.3.3 El Coordinador dispone y autoriza la ejecución de las licas. maniobras de las instalaciones de los Integrantes del Sis- tema en coordinación con éstos. Los Integrantes del Siste- 5.4.6 El Integrante del Sistema cuyo equipo salga de servi- ma son responsables de ejecutar las maniobras dispues- cio comunicará al Coordinador el tiempo previsto de su in- tas y/o autorizadas por el Coordinador, considerando lo disponibilidad. Si su disponibilidad es inmediata, el Coordi- mencionado en el numeral 1.4.3. nador dispondrá su reconexión. Si no lo es, el Coordinador evaluará el estado del Sistema y tomará las medidas co-

5.3.4 La comunicación entre el Coordinador y los Integran- rrectivas que el caso amerite; y, de ser necesario, realizará tes del Sistema, y la que se efectúa con el Delegado, debe la reprogramación de la operación del Sistema para las contener en forma explícita, lo siguiente: horas restantes del día, en concordancia con el numeral 4.3.1. a) El nombre de la entidad y persona que emite la comuni- cación; 5.4.7 Cuando la demanda real sea diferente a la programa- b) La identificación del equipo involucrado, si es el caso; da, el Coordinador dispondrá la variación del despacho de c) La disposición correspondiente; generación considerando criterios de seguridad y los pro- d) La hora en que debe ejecutarse; cedimientos técnicos del COES sobre operación a mínimo e) La hora en que se imparte. costo. En ambos casos, y dependiendo de la diferencia entre la demanda real y la programada, el Coordinador evaluará

5.3.5 Toda disposición o información operativa se emitirá, la necesidad de efectuar una reprogramación de la opera- principalmente, a través de teléfonos con grabación per- ción del Sistema para las horas restantes del día, conside- manente. De ser requerida, se emitirá la disposición o su rando un horizonte semanal. confirmación por escrito.

5.4.8 Cuando los caudales de las centrales de pasada au-

5.3.6 El supervisor de turno del Integrante del Sistema que mentan, el Coordinador puede variar el despacho de gene- reciba oralmente una disposición del Coordinador, la repe- ración considerando criterios de seguridad y de operación tirá para asegurar al emisor la recepción clara de la dispo- a mínimo costo, del modo siguiente: sición. En caso sea requerido y tratándose de códigos, si- glas, u otras construcciones similares, en un mensaje ha- a) Si operan centrales hidroeléctricas y termoeléctricas, blado, se utilizará el Código Fonético que establezca el el Coordinador dispondrá incrementar la generación de Coordinador. las centrales de pasada y disminuir la generación de las unidades termoeléctricas, considerando la opera-

5.3.7 Mediante un estudio efectuado, con participación del ción del Sistema a mínimo costo; Integrante correspondiente y el Coordinador, la DOCOES b) Si sólo operan centrales hidroeléctricas, el Coordinador establecerá las instrucciones de maniobras que compren- dispondrá incrementar la generación de las centrales dan las secuencias para la conexión y desconexión de com- de pasada y disminuir aquellas que cuentan con regu- ponentes del Sistema y los correspondientes procedimien- lación diaria y semanal hasta que alcancen la condición tos de coordinación. Este estudio deberá considerar la po- de vertimiento. Alcanzado el vertimiento por una cen- sibilidad de establecer esquemas de desconexión automá- tral, dispondrá el incremento de la generación de todas tica de líneas de transmisión por pérdida de estabilidad, las que han llegado a esta condición y las de pasada entre otros. Asimismo, será actualizado por la DOCOES e aguas abajo de éstas, en proporción a la potencia que informado a los Integrantes del Sistema el 31 de julio, cada podría generarse por los caudales que serían vertidos dos (2) años. y de los caudales de las de pasada, para cada una de ellas respectivamente;

5.4 DISPOSICIONES OPERATIVAS c) En condiciones de sobre oferta de generación hidro- Y REPROGRAMACIÓN eléctrica, el Coordinador disminuirá la generación de todas las unidades hidroeléctricas conforme a los pro-

5.4.1 La reprogramación de la operación del Sistema y cedimientos técnicos del COES. las disposiciones operativas del Coordinador deben con- siderar la seguridad de las personas y del Sistema, las En todos los casos, el Coordinador evaluará la necesidad limitaciones de equipos e instalaciones, y la integridad de efectuar una reprogramación de la operación del Siste- tanto de las instalaciones como de la propiedad de ter- ma para las horas restantes del día, considerando para ello ceros, por lo que los Integrantes del Sistema deben veri- por lo menos un horizonte semanal. ficar permanentemente que la reprogramación o las dis- posiciones operativas no vulneren dichas consideracio- 5.4.9 Cuando disminuyan significativamente los caudales nes. en las centrales hidroeléctricas, el Coordinador evaluará la Pág. 288306 NORMAS LEGALES Lima, jueves 3 de marzo de 2005 necesidad de efectuar una reprogramación de la operación a los procedimientos técnicos del COES, a los cuales se del Sistema. sujetan las disposiciones del Coordinador.

6.3.3 De contarse con un Sistema de Control Automático TÍTULO SEXTO de Generación, éste efectuará la Regulación Secundaria de Frecuencia. DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

6.3.4 La frecuencia del Sistema se ajusta a las tolerancias

6.1 SERVICIOS COMPLEMENTARIOS especificadas en la Norma Técnica de Calidad de los Ser- vicios Eléctricos, para los siguientes indicadores:

6.1.1 Los Servicios Complementarios son aquellos servi- cios requeridos para apoyar la operación eficiente del Sis- a) Variaciones Sostenidas de Frecuencia tema de modo que el suministro de energía eléctrica a los b) Variaciones Súbitas de Frecuencia usuarios se efectúe con seguridad, confiabilidad y calidad. c) Integral de Variaciones Diarias de Frecuencia Los Servicios Complementarios podrán ser suministrados por cualquier Integrante del Sistema, en lo que le corres- 6.3.5 Si las Variaciones Sostenidas de Frecuencia exceden ponda como tal. Los Servicios Complementarios a consi- las tolerancias establecidas, el Coordinador dispondrá las derar son los siguientes: medidas correctivas necesarias para mantener la frecuen- cia dentro de dichas tolerancias. a) Reserva rotante; b) Regulación de frecuencia; 6.3.6 Si el error acumulado de frecuencia en un momento c) Regulación de tensión y/o suministro locales de reacti- determinado del día excede las tolerancias especificadas vos; para la Integral de Variaciones Diarias de Frecuencia, el d) Grupos de arranque rápido por emergencia (reserva Coordinador establecerá una estrategia de recuperación y fría); la implementará. Las frecuencias de recuperación estable- cidas como parte de esta estrategia, en ningún caso oca-

6.1.2 El COES propondrá los Procedimientos Técnicos co- sionarán que las tolerancias para los otros indicadores sean rrespondientes a la prestación de los Servicios Comple- excedidas. Asimismo, la estrategia implementada deberá mentarios, incluyendo el reconocimiento de los costos efi- considerar el criterio de operación a mínimo costo. cientes en que se incurra al suministrarlos y el mecanismo de compensación correspondiente. Dichos Procedimientos 6.3.7 Adicionalmente, el Coordinador registrará las Integra- serán aprobados por el Ministerio. les de Variaciones de Frecuencia Semanales, Mensuales y Anual.

6.1.3 Los Servicios Complementarios pueden ser presta- dos por cualquier Integrante del Sistema cuando sean re- 6.4 REGULACIÓN DE TENSIÓN Y/O queridos por el Coordinador o por la DOCOES en la opera- SUMINISTROS LOCALES DE REACTIVOS ción de corto plazo correspondiente, siempre que cumplan con los criterios técnicos establecidos en los Procedimien- 6.4.1 Todos los Integrantes del Sistema están obligados a tos Técnicos del COES. proveer los equipos necesarios para la supervisión de los niveles de tensión en sus respectivas instalaciones.

6.1.4 Todo Integrante del Sistema que brinde los Servicios Complementarios señalados en el numeral 6.1.1, deberá 6.4.2 Considerando las orientaciones dadas por el Coordi- contar con sistemas confiables de registro, equipos de me- nador, los niveles de tensión en las barras de los sistemas dición y sistemas de control que puedan ser supervisados de distribución y de clientes libres serán regulados directa- desde el Centro de Control del Coordinador que posibiliten mente por sus titulares, para lo cual deberán instalar los verificar y cuantificar el suministro de los Servicios Com- equipos necesarios. plementarios, los mismos que serán auditados por la DO- COES y el OSINERG, en caso lo requieran las partes inte- 6.4.3 Para mantener los niveles adecuados de tensión, los resadas. Integrantes del Sistema están obligados a suministrar la potencia reactiva inductiva o capacitiva solicitada por el

6.2 RESERVA ROTANTE Coordinador hasta los límites de capacidad de sus equi- pos.

6.2.1 El COES establecerá la Reserva Rotante como crite- rio de seguridad, y servirá para atender las necesidades 6.4.4 El Coordinador es responsable de supervisar y con- de Regulación Primaria y Regulación Secundaria de Fre- trolar los niveles de tensión en las barras del Sistema de cuencia, teniendo en cuenta el valor máximo de Riesgo de Transmisión. En el Estado Normal, la tensión de las barras Falla permisible para la operación del Sistema. Este riesgo de carga se mantiene dentro de ± 2,5% de su tensión de de falla debe considerar el parque generador y los siste- operación. mas de transmisión. El valor máximo de Riesgo de Falla será definido por la 6.4.5 El COES, en coordinación con los Integrantes del Sis- Dirección, a más tardar el 10 de diciembre de cada año; tema, establecerá las tensiones de operación a ser controla- para tal efecto, anualmente la DOCOES presentará una pro- das en las barras de los sistemas de transmisión sobre la puesta sustentada a más tardar el 31 de octubre de cada base de estudios especializados. Estas tensiones no deben año, debiendo ser aprobado a más tardar el 10 de diciem- exceder los rangos de operación especificados para el Esta- bre, y entrar en vigencia el 1 de enero del siguiente año. do Normal. Los estudios serán actualizados por el COES cada cuatro (4) años o cuando el caso lo amerite, conside-

6.2.2 El Coordinador dispondrá la operación de las unida- rando las situaciones operativas para dicho Estado, y debe- des generadoras considerando en todo momento la Reser- rán ser entregados al Coordinador para su aplicación. va Rotante distribuida y calculada por la DOCOES.

6.4.6 El COES establecerá mediante un estudio, las priori-

6.2.3 El Riesgo de Falla del Sistema considerado en la pro- dades y los procedimientos para reducir o elevar manual- gramación de la operación de la DOCOES será inferior al mente las tensiones de barra. Dicho estudio será actuali- valor máximo fijado, y la Reserva Rotante ejecutada en todo zado por el COES cada cuatro (4) años o cuando el caso lo momento será la establecida por el COES, los niveles de amerite. Riesgo de Falla y Reserva Rotante serán fiscalizados por el OSINERG. 6.4.7 El Coordinador puede disponer la puesta en servicio de las unidades de generación para elevar la tensión de

6.3 REGULACIÓN DE FRECUENCIA una barra de carga, cuando ésta sea inferior al 97,5% de su tensión de operación. También puede disponer el recha-

6.3.1 Los titulares de generación son responsables de la zo manual de carga para elevar tensiones, cuando las ba- Regulación de Frecuencia del Sistema bajo las directivas rras de carga operen con tensiones inferiores al 95% de su del Coordinador y las disposiciones de la Norma Técnica tensión de operación. de Calidad de los Servicios Eléctricos.

6.4.8 Tratándose de una barra de entrega, la tensión se

6.3.2 Las unidades asignadas a la Regulación Primaria y ajusta a las tolerancias especificadas en la Norma Técnica Regulación Secundaria de Frecuencia operan de acuerdo de Calidad de los Servicios Eléctricos. Lima, jueves 3 de marzo de 2005 NORMAS LEGALES Pág. 288307

6.5 GRUPOS DE ARRANQUE RAPIDO 7.1.6 El Coordinador informará diariamente a los Integran- POR EMERGENCIA tes del Sistema y a la DOCOES sobre la ejecución de los programas de racionamiento, sustentando los cambios rea-

6.5.1 Los grupos de arranque rápido por emergencia cons- lizados. La DOCOES evaluará el cumplimiento de estos y, tituyen parte de la Reserva Fría del Sistema. Permite dis- en función de los resultados, elaborará los programas de poner de capacidad de generación que puede ser puesta racionamiento a ser incluidos en los siguientes Programas en funcionamiento en un tiempo menor a 10 minutos cuan- de Operación Diaria. do el Coordinador lo disponga, con el objeto de compensar las reducciones súbitas de generación o atender los incre- 7.2 RECHAZOS Y RECONEXIONES mentos súbitos de la demanda, a fin de prevenir estados AUTOMATICOS DE CARGA de emergencia en el Sistema. El COES establecerá las ca- racterísticas técnicas mínimas de las unidades que pue- 7.2.1 La DOCOES elaborará anualmente el estudio para dan ser consideradas como unidades de arranque rápido establecer los esquemas de rechazo automático de carga por emergencia. y reconexión automática de carga para prever situaciones de inestabilidad. Estos esquemas son de cumplimiento obli-

6.5.2 El Coordinador dispondrá la puesta en servicio de los gatorio y son comunicados por la DOCOES a todos los In- grupos de arranque rápido, de acuerdo a los criterios esta- tegrantes del Sistema antes del 30 de septiembre de cada blecidos en los Procedimientos Técnicos del COES. año, quienes los implantarán antes del 31 de diciembre del mismo año.

6.5.3 Durante el período que dure la emergencia, los gru- pos de arranque rápido no son considerados en la determi- 7.2.2 La DOCOES, en coordinación con los Integrantes del nación del costo marginal de energía en barras de genera- Sistema, elaborará el estudio indicado en el numeral 7.2.1 ción. tomando en cuenta, por lo menos, los siguientes criterios:

6.6 MECANISMOS DE PERMUTA DE a) Mantener la integridad del SEIN; RECHAZO DE CARGA b) Niveles máximo y mínimo de frecuencia requeridos para mantener la integridad de los equipos, la estabilidad del

6.6.1 Los Integrantes del Sistema pueden permutar entre SEIN y un mínimo de carga por rechazar; sí el porcentaje de participación en el rechazo de carga c) Valores máximos y mínimos de tensión; pre-establecido por el COES conforme al numeral 7.2, con- d) Considerar iguales porcentajes de carga (criterio de tando con la autorización del COES. equidad) para todos los Integrantes de distribución y clientes libres, en la participación de los esquemas de rechazo o reconexión automática de carga definidos por TÍTULO SEPTIMO la DOCOES; e) Número de etapas de desconexión o reconexión auto- DE LAS ACCIONES Y ESTUDIOS DE SEGURIDAD mática, ajustes y temporizaciones; Y SU APLICACIÓN EN LA OPERACIÓN f) Considerar la ubicación geográfica y los conceptos de DEL SISTEMA exportación/importación en la segmentación del Siste- ma en Áreas Operartivas;

7.1 RACIONAMIENTO

7.2.3 Los titulares de generación incluirán en el esquema

7.1.1 El servicio eléctrico se raciona cuando la oferta eléc- de rechazo automático de carga hasta un máximo de 60% trica es inferior a la demanda en el Sistema, como conse- de la demanda promedio anual de sus clientes, en orden cuencia de salidas programadas o forzadas de equipos, descendente de prioridad de rechazo. caudales bajos o escasez de combustibles, entre otros.

7.2.4 Luego de la comunicación de la DOCOES referida en

7.1.2 De preverse déficit de oferta en el Sistema, los Pro- el numeral 7.2.1, los titulares de generación y distribución, gramas de Operación que elabora la DOCOES, Anual, Men- en coordinación con sus clientes, priorizarán la demanda a sual, Semanal y Diario deberán incluir programas de racio- rechazar según el porcentaje de participación que les co- namiento. El cumplimiento de dichos programas es obliga- rresponda, y dentro de los quince (15) días siguientes, de- torio para todos los Integrantes del Sistema. Los titulares berán informar al COES, lo siguiente: de generación comunicarán a sus clientes todo raciona- miento programado, inmediatamente después de conocer- a) Priorización de desconexión de cargas; se los programas de operación. El Coordinador supervisa- b) Porcentaje de carga de cada titular incluido en los es- rá el cumplimiento de los programas de racionamiento in- quemas de rechazo de carga; cluidos en los Programas de Operación Diario. c) Características del equipamiento a ser utilizado; d) Relación de usuarios que solicitaron acogerse al meca-

7.1.3 El racionamiento se efectuará en proporción a la de- nismo de permuta. manda de potencia de cada Integrante del Sistema, deter- minándose el porcentaje de racionamiento que le corres- 7.2.5 El OSINERG fiscalizará el cumplimiento de la imple- ponde a la magnitud de potencia suministrada por cada mentación de los esquemas de rechazo y reconexión auto- titular de generación; quienes a su vez distribuirán dicho mática de carga, así como los plazos establecidos. La DO- porcentaje entre sus clientes de acuerdo a las prioridades COES informará al OSINERG semestralmente, la actua- y/o compromisos adquiridos con ellos. Para evaluar la de- ción del esquema de rechazo y reconexión automática de manda a ser racionada en el Sistema o en un Area Opera- carga de cada Integrante del Sistema definido por el estu- tiva del mismo, la DOCOES pronosticará la demanda de dio de la DOCOES. los titulares de distribución y clientes libres en cada barra del Sistema de Transmisión, tomando en cuenta sus con- 7.3 DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE sumos históricos. Asimismo, los titulares de distribución GENERACIÓN pronosticarán la demanda de cada circuito de la red prima- ria de distribución. 7.3.1 La DOCOES elaborará anualmente los estudios ne- cesarios para establecer los esquemas de desconexión au-

7.1.4 Las Cargas Esenciales tienen prioridad en el servi- tomática de unidades de generación para evitar inestabili- cio. El racionamiento debe ser distribuido en forma rotativa dad en el Sistema. Estos esquemas de desconexión auto- y equitativa entre las cargas restantes. El OSINERG califi- mática de generación son de cumplimiento obligatorio y cará cuáles son las Cargas Esenciales, sobre la base de la deben ser comunicados por la DOCOES a todos los Inte- propuesta de cada suministrador. grantes del Sistema antes del 30 de septiembre de cada año, quienes los implantarán antes del 31 de diciembre del

7.1.5 Si un titular de distribución o un cliente libre no cum- mismo año. pliera con acatar el programa de racionamiento, el Coordi- nador le notificará para que en un plazo máximo de quince 7.3.2 Los estudios referidos en el numeral 7.3.1, serán ela- (15) minutos se sujete al programa. De persistir con el in- borados en coordinación con los Integrantes del Sistema, cumplimiento y transcurrido dicho plazo, el Coordinador a fin de que la implantación de los esquemas de desco- podrá disponer la desconexión de las cargas involucradas nexión automática no cause daños en sus equipos e insta- en coordinación con los suministradores correspondientes, laciones. Dichos estudios tomarán en cuenta, por lo me- e informar al OSINERG. nos, los siguientes criterios: Pág. 288308 NORMAS LEGALES Lima, jueves 3 de marzo de 2005 a) Mantener la integridad del SEIN; (30) días siguientes al vencimiento del plazo para su im- b) Niveles máximos de frecuencia requeridos para mante- plantación. ner la integridad de los equipos, la estabilidad del SEIN y desconectar un número mínimo de grupos; 7.5 COORDINACIÓN DE LOS SISTEMAS c) Valores máximos mínimos de tensión; DE PROTECCIÓN d) Número de grupos a desconectar en forma automática, ajustes y temporizaciones; 7.5.1 La DOCOES elaborará cada cuatro (4) años, los es- e) Considerar la ubicación geográfica y los conceptos de tudios necesarios para revisar la coordinación de los siste- exportación/importación en la segmentación del siste- mas de protección de las instalaciones del Sistema para ma en Áreas Operativas. garantizar la selectividad de los mismos en salvaguarda de la calidad y seguridad del Sistema. Los resultados de es-

7.3.3 Luego de la comunicación de la DOCOES referida en tos estudios son de cumplimiento obligatorio y serán co- el numeral 7.3.1, con los esquemas de desconexión de ge- municados por la DOCOES a todos los Integrantes del Sis- neración obtenidos, los titulares de generación deberán in- tema antes del 31 de julio del año en que se culmine el formar al COES, dentro de los quince (15) días siguientes, estudio, quienes los implantarán antes del 31 de diciembre lo siguiente: del mismo año. a) Cronograma de implementación; 7.5.2 Los estudios de la DOCOES mencionados en el nu- b) Características del equipamiento a ser utilizado meral 7.5.1, serán elaborados en coordinación con los In- tegrantes del Sistema, quienes deben proporcionar toda la

7.3.4 El OSINERG fiscalizará el cumplimiento de la imple- información actualizada de sus modelos según lo indicado mentación de los esquemas de desconexión automática de en el numeral 1.4.5. generación, así como los plazos establecidos. El Coordi- nador verificará la operación del esquema de desconexión 7.5.3 Cuando una nueva instalación solicite su incorpora- automática de carga de cada integrante del Sistema defini- ción al SEIN, en el estudio de operatividad se deberá in- do por el estudio de la DOCOES, y reportará al OSINERG cluir el estudio de coordinación de protecciones de acuer- los resultados al final del primer y tercer trimestre de cada do a lo exigido en los procedimientos técnicos del COES. año.

7.5.4 Los titulares que ingresen con nuevas instalaciones

7.4 ESTUDIO DE ESTABILIDAD DEL SEIN están obligados a adecuar sus sistemas de protección a los resultados del estudio indicado en el numeral 7.5.1. En

7.4.1 El estudio de Estabilidad del SEIN comprenderá lo el caso que tal adecuación sea considerada inaplicable por siguiente: dicho titular, éste deberá proponer a la DOCOES los cam- bios necesarios a dicho estudio mediante un informe sus- a) Estabilidad angular: permanente y transitoria; tentatorio para su aprobación. b) Estabilidad de tensión; c) Larga duración cuando la DOCOES lo considere nece- 7.5.5 El Coordinador evaluará la operación y selectividad sario. de la nueva coordinación del sistema de protección de las instalaciones de cada Integrante del Sistema definido por

7.4.2 La DOCOES elaborará cada cuatro (4) años, los es- el estudio de la DOCOES, y reportará al OSINERG los re- tudios de estabilidad necesarios para definir lo siguiente: sultados dentro de los treinta (30) días siguientes al venci- miento del plazo para su implementación. a) Los límites de operación de los principales enlaces del SEIN; b) Confirmar y/o determinar nuevas calibraciones de los TÍTULO OCTAVO estatismos permanentes y transitorios de los regulado- res de velocidad, así como ganancias de los regulado- DE LOS ESTADOS DE ALERTA, EMERGENCIA res de tensión de las unidades de generación de las Y RESTABLECIMIENTO centrales; c) Confirmar el tipo y ajustes, y/o determinar la necesidad 8.1 ESTADOS DE ALERTA Y EMERGENCIA de nuevos ajustes y/o el reemplazo de los estabilizado- res de algunas centrales, para mejorar el amortigua- 8.1.1 Inmediatamente después de producida una perturba- miento del SEIN. ción, los Integrantes del Sistema involucrados informarán el estado de sus instalaciones al Coordinador, quien en co- Los resultados de estos estudios son de cumplimiento obli- ordinación con dichos integrantes, determinará la configu- gatorio y serán comunicados por la DOCOES a todos los ración y estado del mismo y dispondrá las acciones nece- Integrantes del Sistema antes del 31 de julio del año en sarias para su restablecimiento al Estado Normal. que se culmine el estudio, quienes los implantarán antes del 31 de diciembre del mismo año. 8.1.2 El Coordinador puede disponer rechazos de carga manuales y/o desconexión de generadores u otros equi-

7.4.3 Los estudios mencionados en el numeral 7.4.1 serán pos para preservar la estabilidad y seguridad del Siste- elaborados en coordinación con los Integrantes del Siste- ma. En caso que el Coordinador disponga rechazos de ma, quienes deben proporcionar toda la información ac- carga manuales, los Integrantes del Sistema ejecutarán tualizada de las características técnicas y los modelos de los rechazos manuales en la magnitud y en los puntos de sus equipos e instalaciones, con parámetros obtenidos en carga que el Coordinador disponga. Similarmente, si el pruebas especializadas, de acuerdo a los formatos men- Coordinador dispone la desconexión de generadores u cionados en el numeral 1.4.5. otros equipos, los Integrantes titulares de tales equipos deben proceder a desconectarlos. Estas medidas deben

7.4.4 Cuando una nueva instalación solicite su incorpora- derivarse de estudios especializados, actualizados con la ción al SEIN, presentará como parte del estudio de opera- periodicidad que establezcan los procedimientos técnicos tividad un estudio de estabilidad con los alcances definidos del COES. Dichos estudios serán difundidos entre los In- por la DOCOES. tegrantes del Sistema, a fin de establecer las magnitudes de carga y/o generación, así como los puntos de ubica-

7.4.5 Cuando una instalación sea modificada (repotencia- ción. ción, rehabilitación u otra modificación que cambie su com- portamiento dinámico) será de aplicación lo indicado en el 8.2 RESTABLECIMIENTO DEL SISTEMA numeral 7.4.4. Si como resultado de los estudios se re- quiere un nuevo ajuste en alguno de los parámetros de los 8.2.1 Luego de producida una perturbación, y transcurri- reguladores o estabilizadores, la DOCOES dispondrá su dos los Estados de Alerta y Emergencia, el Coordinador, implementación a las instalaciones que lo requieran. en comunicación con los Delegados y demás Integrantes del Sistema, determinará la configuración y el estado del

7.4.6 El Coordinador verificará la operación de las recali- Sistema; definirá el plan de restablecimiento y lo implemen- braciones y sintonía de las tarjetas de señales estabiliza- tará en coordinación con ellos. Cuando las circunstancias doras en las centrales de generación de cada Integrante lo justifiquen, el Coordinador puede otorgar autonomía a del Sistema definido por el estudio de la DOCOES, y re- los Integrantes del Sistema para ejecutar maniobras. En portará al OSINERG los resultados dentro de los treinta ambos casos los Integrantes del Sistema mantendrán in- Lima, jueves 3 de marzo de 2005 NORMAS LEGALES Pág. 288309 formado permanentemente al Coordinador de sus accio- po real tendrán como tope máximo el equivalente al costo nes hasta conseguir el total restablecimiento del Sistema. eficiente que se reconoce mensualmente al Coordinador.

8.2.2 El Coordinador es responsable de autorizar en el me- nor tiempo técnicamente posible, la ejecución de las ma- DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS niobras de reposición de los equipos fallados, luego que el Integrante titular de los equipos, bajo responsabilidad, de- Primera. Las instalaciones nuevas que se integren al Sis- clara que están disponibles operativamente. tema deben estar provistas de los sistemas de control y comunicación que la Norma requiere.

8.2.3 El Coordinador es responsable de disponer el arran- que de la generación térmica local, en el menor tiempo téc- Segunda. El COES, el Coordinador o cualquier Integrante nicamente posible, cuando ésta permita reponer el servi- del Sistema informará al OSINERG los casos de incumpli- cio interrumpido debido a falla de un equipo y el Integrante miento de la Norma, la misma que OSINERG notificará al del Sistema declara la indisponibilidad del mismo. Integrante del Sistema involucrado para que efectúe sus descargos. El OSINERG conforme a sus funciones confe-

8.2.4 Los Integrantes del Sistema que no cuenten con equi- ridas verificará estos incumplimientos para la aplicación de pos de reconexión automática de carga, bajo su responsa- las sanciones correspondientes. bilidad, ejecutarán las maniobras de restablecimiento que pre-establezca el COES en sus instrucciones de operación, los que deben derivarse de estudios específicos, el esque- DISPOSICIONES TRANSITORIAS ma de funcionamiento integral de los equipos de reconexión automática de carga debe resultar del estudio mencionado Primera. Dentro del plazo de treinta (30) días de publicada en 7.2.1. la Norma, cada Integrante del Sistema nombrará al jefe de su respectivo Centro de Control y lo comunicará al Coordi-

8.2.5 El Coordinador dispondrá o autorizará la reconexión nador. de cargas y coordinará con los Integrantes del Sistema la regulación secundaria de frecuencia en el rango 59.7-60.3 Segunda. La DOCOES solicitará a los Integrantes del Sis- Hz. Concluida la recuperación del estado de operación nor- tema la información descrita en el numeral 1.4.5, en un pla- mal del Sistema, los Integrantes del Sistema informarán al zo de noventa (90) días de publicada la Norma, luego del Coordinador su carga efectivamente reconectada. cual coordinará la programación de los ensayos respecti- vos que se ejecutarán indefectiblemente a partir de enero

8.2.6 Los Integrantes del Sistema involucrados en la pertur- de 2006. bación, deben elaborar su diagnóstico inicial y lo remitirán al Coordinador por vía electrónica o por el medio más adecua- Tercera. La propuesta para la adecuación de los centros do, en un plazo máximo de noventa (90) minutos después de control de los Integrantes del Sistema a las exigencias de haberse recuperado las condiciones normales de opera- referidas en el numeral 1.5.2, será presentada por la DO- ción o dentro de un máximo de ciento cincuenta (150) minu- COES en un plazo de noventa (90) días de publicada la tos de ocurrido el evento. Tomando como base estos diag- Norma, para su aprobación por la Dirección. nósticos, y con los elementos de juicio que tenga a disposi- ción, el Coordinador elaborará el informe preliminar inicial Cuarta. En un plazo de 150 días de publicada la Norma, el sobre la perturbación en un plazo máximo de noventa (90) COES propondrá al Ministerio para su aprobación los pro- minutos, y lo remitirá a los Integrantes del Sistema por vía cedimientos técnicos que se aplicarán para el suministro electrónica o por el medio más adecuado. En un plazo máxi- de los servicios complementarios que se mencionan en el mo de sesenta (60) minutos, los Integrantes del Sistema pre- numeral 6.1. sentarán sus observaciones a dicho informe por el mismo medio, las que serán examinadas por el Coordinador. En un Quinta. La DOCOES informará a los Integrantes del Siste- plazo no mayor de cinco (5) horas después de haberse re- ma a más tardar el 31 de julio de 2006 los resultados de los cuperado las condiciones normales de operación del Siste- estudios referidos en los numerales 5.3.7, 6.4.5, 6.4.6, 7.4 ma o dentro de un máximo de seis (6) horas de ocurrido el y 7.5 de la presente Norma. evento, y considerando las observaciones recibidas, el Coor- dinador completará su informe y lo remitirá a los Integrantes del Sistema, la DOCOES, la Dirección y al OSINERG. ANEXO Nº 1

8.2.7 Los Integrantes del Sistema involucrados en la per- DEFINICIONES turbación, deben elaborar un informe ampliado y sustenta- do mediante información de los registros oscilográficos y 1. Area Operativa. Se refiere a una sección del Sistema de su SCADA, el cual lo remitirá al Coordinador por vía Interconectado compuesta por centros de generación, electrónica o por el medio más adecuado, en un plazo máxi- redes de transmisión y/o redes de distribución que pue- mo de sesenta (60) horas de producido el evento. El Coor- de separarse del resto del Sistema y operar aislada- dinador elaborará un informe final sobre la perturbación en mente; un plazo máximo de setenta y dos (72) horas, y lo remitirá 2. Capacidad de Operación. Es el límite de operación de a los Integrantes del Sistema por vía electrónica o por el un equipo considerando los efectos en otras instalacio- medio más adecuado. nes, tal como un generador, carga, línea, entre otros; 3. Carga Esencial. Hospitales y otras instalaciones para TÍTULO NOVENO las cuales el servicio eléctrico es imprescindible; 4. COES. Se refiere al Comité de Operación Económica DEL ANÁLISIS POSTERIOR DE LA del Sistema; OPERACIÓN DEL SISTEMA 5. Configuración. Se refiere a la forma en la que están

9.1 FISCALIZACIÓN Y SANCIONES relacionados los elementos del sistema eléctrico o ele- mentos de una parte del mismo, que determina el con-

9.1.1 El OSINERG tiene la función de fiscalizar que la ope- junto de variables que definen el estado del Sistema o ración del Sistema se realice al mínimo costo, bajo crite- parte de él, para un despacho dado de generación, car- rios de seguridad y de calidad del servicio, y con transpa- ga en barras del Sistema, recursos de control y super- rencia de toda la información relacionada con el despacho visión disponibles para la operación del Sistema; y operación del Sistema. 6. Coordinador. Es el Coordinador de la Operación en Tiempo Real del Sistema a que hace referencia el Ar-

9.1.2 El OSINERG establecerá las sanciones que aplicará tículo 92º del Reglamento de la Ley de Concesiones por los incumplimientos a la Norma en que incurran los Eléctricas; Integrantes del Sistema, el COES y el Coordinador. Con dicho fin OSINERG podrá conformar, si fuera necesario, 7. Delegado. Se refiere al Integrante del Sistema que ha un Comité Técnico Consultivo. sido calificado y designado por el COES, para dar un apoyo eficiente y organizado cuando se presenten es-

9.1.3 Las compensaciones y sanciones pecuniarias vincu- tados de alerta, emergencia y recuperación, relaciona- ladas a la función de coordinación de la operación en tiem- dos con la coordinación, supervisión y control de la ope- ración en tiempo real del Área Operativa de influencia Pág. 288310 NORMAS LEGALES Lima, jueves 3 de marzo de 2005 que le asigne el Coordinador por el tiempo que estime mantener el Sistema con los parámetros eléctricos den- necesario; tro de las tolerancias especificadas en la Norma Técni- 8. Dirección. Se refiere a la Dirección General de Electri- ca de Calidad de los Servicios Eléctricos; cidad; 24. Perturbación. Se refiere a cualquier evento que altera 9. DOCOES. Se refiere a la Dirección de Operaciones del el equilibrio de potencia activa o reactiva o el equilibrio COES; de potencia reactiva del sistema; 10. Estado de Operación. Se refiere a cualquiera de cua- 25. Reglamento. Se refiere al Reglamento de la Ley de Con- tro condiciones que, para efectos de esta Norma, pue- cesiones Eléctricas; de clasificarse la operación de un Sistema en un mo- 26. Regulación Primaria de Frecuencia. Se refiere a la mento determinado: normal, alerta, emergencia y res- acción automática e inmediata de los reguladores de tablecimiento; velocidad de los grupos generadores, ante cambios 11. Estado Normal. Se refiere a la condición estacionaria súbitos en la frecuencia en un lapso de 0 a 10 segun- del Sistema en la que existe un equilibrio de potencia dos. Tiene como objeto absorber los desequilibrios en- activa y equilibrio de potencia reactiva. Los equipos de tre la oferta y demanda del Sistema para tratar de man- la red eléctrica operan sin sobrecarga, y el Sistema tener la frecuencia en un nivel o rango determinado. La opera dentro de los márgenes de tolerancia permitidos variación de carga de la central debe ser sostenible al para la frecuencia y tensión; menos durante los siguientes 30 segundos; 12. Estado de Alerta. Se refiere al estado en que el Siste- 27. Regulación Secundaria de Frecuencia. Se refiere a ma opera estacionariamente, manteniendo constante- la acción automática o manual sobre el regulador de mente el equilibrio de potencia activa y equilibrio de po- velocidad de un grupo generador, que complementa la tencia reactiva, pero las condiciones del Sistema son acción de la Regulación Primaria de Frecuencia. Tiene tales que de no tomarse acciones correctivas en el cor- como objeto equilibrar la oferta y la demanda, mante- to plazo, los equipos y/o instalaciones operarán con so- niendo el valor de la frecuencia dentro de límites permi- brecarga y las variables de control saldrán de los már- sibles, mientras se recupera la reserva rotante de las genes de tolerancia. Al verificarse una transición al Es- unidades que participan de la regulación primaria de tado de Alerta, el Coordinador y los Integrantes del Sis- frecuencia, en tanto se recupera carga, y/o se reasig- tema deben realizar las coordinaciones y maniobras nan de manera óptima los recursos de generación para necesarias para que el Sistema pueda recuperar su satisfacer la demanda. Esta regulación debe ser soste- Estado Normal, en el menor tiempo posible; nible al menos durante 30 minutos; 13. Estado de Emergencia. Se refiere a la condición en la 28. Reprogramación de la Operación del Sistema. Se re- que, por haberse producido una perturbación en el Sis- fiere a la reformulación del Programa de Operación Dia- tema, la frecuencia y tensiones se apartan de valores rio que efectúa la DOCOES; normales y la dinámica que ha adquirido el Sistema ame- 29. Reserva Fría. Se refiere a la potencia total disponible naza su integridad, haciéndose necesario tomar medi- de los grupos generadores en reserva que se encuen- das de emergencia tales como rechazo de carga o des- tran fuera de servicio; conectar generación en forma significativa. En este es- 30. Reserva Rotante. Se refiere a la diferencia entre la su- tado se suceden acciones automáticas de protección y matoria de las capacidades disponibles de las unida- de rechazo de carga para aislar los elementos o porcio- des sincronizadas y la sumatoria de sus potencias en- nes falladas del Sistema y estabilizarlo; tregadas al Sistema, ambas en un momento dado; 14. Estado de Restablecimiento. Se refiere a la condición 31. Sala de Mando. Se refiere a la infraestructura necesa- en la que, concluido el estado de emergencia, el Siste- ria con la que deben contar los Integrantes del Sistema ma ha quedado operando pero con restricciones signi- para operar físicamente sus instalaciones; ficativas de suministro. Se llevan a cabo coordinacio- nes y maniobras de reconexión de generación y carga 32. Salida Forzada. Se refiere a la desconexión intempes- para restablecer el estado normal del Sistema; tiva de un equipo por falla, defecto, o como consecuen- cia de la falla de cualquier otro elemento del Sistema; 15. Evento. Suceso imprevisto en el Sistema; 33. Sistema. Se refiere a un Sistema Eléctrico Interconec- 16. Generación Mínima Técnica. Se refiere a la potencia tado; mínima que puede generar una unidad en condiciones de operación normal; 34. Sistema Eléctrico Interconectado. Se refiere a los sis- temas de generación, transmisión y distribución vincu- 17. Grupo de Arranque Rápido por Emergencia. Consti- lados eléctricamente, cuya operación debe realizarse tuye parte de la reserva fría del Sistema cuya capaci- en forma coordinada; dad de generación puede estar en funcionamiento en un tiempo menor que 10 minutos; 35. Sistema de Generación. Se refiere al conjunto de ins- talaciones civiles y electromecánicas destinadas a la 18. Integrante(s) del Sistema o Integrante(s). Se refiere producción de electricidad; a las entidades que conforman un COES, a los distri- buidores, a los clientes libres y a los generadores no 36. Sistema de Transmisión. Se refiere al conjunto de lí- integrantes de un COES. neas eléctricas con tensiones nominales superiores a 30 kV, subestaciones y equipos asociados, destinados 19. Ley. Se refiere a la Ley de Concesiones Eléctricas; al transporte de energía eléctrica; 20. Mantenimiento Programado. Se refiere al manteni- 37. Sistema de Distribución. Se refiere al conjunto de lí- miento de un equipo determinado aprobado por el COES neas eléctricas con tensiones nominales iguales o me- y que está considerado en los programas de operación nores a 30 kV, subestaciones y equipos asociados, des- del Sistema; tinados a la distribución de energía eléctrica; 21. Norma. Se refiere a la Norma Técnica para la Coordi- 38. Tensión de Operación. Se refiere a la tensión de una nación de la Operación en Tiempo Real del Sistema barra definida técnicamente, a la cual el generador, Eléctrico Interconectado; transmisor, distribuidor y/o cliente libre acuerdan ope- 22. OSINERG. Se refiere al Organismo Supervisor de la rarla. Su valor deriva de estudios especializados y pue- Inversión en Energía; de variar a través de un ciclo de carga. En las barras de 23. Operación en Tiempo Real. Se refiere a las tareas de entrega, la tensión de operación es compatible con lo coordinación, control, monitoreo y supervisión de la ope- establecido en la Norma Técnica de Calidad de los Ser- ración de un sistema interconectado para el resguardo vicios Eléctricos; de la calidad del servicio y seguridad del Sistema; in- 39. Tiempo de Salida Forzada. Se refiere al tiempo que cluye entre otras tareas, la ejecución del programa de un equipo del Sistema permanece fuera de servicio por operación de corto plazo o de su reprogramación, la falla propia o externa; supervisión y control del suministro de electricidad a 40. Tiempo de Salida Programada. Se refiere al tiempo las empresas distribuidoras y a los clientes libres, la que un equipo permanece fuera de servicio por mante- operación del Sistema fuera de la programación en los nimiento programado, aprobado por el COES. estados de alerta y emergencia y/o mientras no se dis- ponga de programas actualizados. También incluye, la ejecución de las maniobras necesarias que permitan 04623