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Pág. 180969 NORMAS LEGALES Lima, domingo 5 de diciembre de 1999 forma proporcional a su potencia efectiva considerando sus restricciones operativas. En todos los casos, el Coordinador comunicará inmediata- mente a la DOCOES la necesidad de efectuar una reprograma- ción de la operación del sistema para las horas restantes del día considerando para ello, por lo menos, un alcance semanal. 5.9.2 Cuando disminuyan significativamente los caudales de centrales hidráulicas, el Coordinador comunicará inmediata- mente a la DOCOES la necesidad de efectuar una reprograma- ción de la operación del sistema. TITULO SEXTO 6.0 DEL RACIONAMIENTO Y RECHAZO DE CARGA 6.1 RACIONAMIENTO 6.1.1 El servicio eléctrico se raciona cuando, en un momento determinado, la oferta eléctrica es inferior a la demanda en el sistema, como consecuencia de salidas programadas o forzadas de equipo, caudales bajos, escasez de combustibles, etc. 6.1.2 Los Programas de Operación Anual, Mensual, Sema- nal y Diario incluirán programas de racionamiento, si se prevén déficits de oferta. El cumplimiento de los programas de raciona- miento es obligatorio para todos los integrantes del sistema interconectado. Los titulares de generación comunicarán a sus clientes todo racionamiento programado inmediatamente des- pués de conocerse los programas de operación. El Coordinador supervisará el cumplimiento de los programas de racionamien- to incluidos en los Programas de Operación Diario. 6.1.3 El racionamiento se efectuará en proporción a las demandas máximas de los integrantes, de este modo se determinará el porcentaje de racionamiento que le corres- ponde a cada titular de generación y distribución, éstos a su vez distribuirán dicho porcentaje entre sus clientes de acuer- do a las prioridades y/o compromisos adquiridos con ellos. Para evaluar la demanda a ser racionada en el sistema o en un área, la DOCOES pronosticará la demanda de las empre- sas distribuidoras y clientes libres en cada barra del siste- ma de transmisión, tomando en cuenta sus consumos histó- ricos. Asimismo, las empresas distribuidoras pronosticarán la demanda de cada circuito de la red primaria de distribu- ción. 6.1.4 Las cargas esenciales tienen prioridad en el servicio. El racionamiento debe ser distribuido en forma rotativa y equita- tiva entre las cargas restantes. Se entiende por cargas esencia- les a hospitales y otras instalaciones para las cuales el servicio eléctrico es de vital importancia. OSINERG calificará cuáles son las cargas esenciales. 6.1.5 Si una empresa distribuidora o un cliente libre excedie- ra su potencia asignada según el programa de racionamiento, el Coordinador le notificará para que, en un plazo máximo de quince (15) minutos, se sujete al programa. De persistir el exceso, transcurrido el plazo, el Coordinador puede disponer la desconexión de sus cargas en coordinación con sus suministra- dores. 6.1.6 El Coordinador informará diariamente a la DOCOES sobre la ejecución de los programas de racionamiento, susten- tando los cambios realizados. La DOCOES evaluará su cumpli- miento, y basado en estos resultados, elaborará los programas de racionamiento de los Programas de Operación Diario siguien- tes. 6.2 RECHAZOS AUTOMATICOS DE CARGA 6.2.1 El COES encargará o efectúará anualmente los estu- dios necesarios para pre-establecer los esquemas de rechazo automático de carga para hacer frente a situaciones de inesta- bilidad en el sistema. Estos esquemas de rechazo de carga son de cumplimiento obligatorio y son comunicados a todos los integrantes del sistema antes del 30 de setiembre de cada año, y éstos los implantarán antes del 31 de diciembre del mismo año. 6.2.2 El COES definirá mediante un estudio los esquemas de rechazo de carga para evitar inestabilidad angular y/o de tensión, dicho estudio tomará en cuenta por lo menos los si- guientes criterios: a) Niveles máximo y mínimo de frecuencia; b) Valores máximos y mínimos de tensión; c) Etapas de desconexión automática y temporizaciones; d) Priorización de desconexión de cargas; e) Porcentaje de carga de cada titular incluido en los esque- mas de rechazo de carga; f) Segmentación del Sistema en áreas de operación aislada; g) Características del equipamiento a ser utilizado. Los titulares de generación y distribución priorizarán la demanda de sus clientes según el porcentaje de participación que les corresponda.Los criterios iniciales para el esquema de rechazo de carga serán los que se fijan en la tercera disposición transitoria. TITULO SETIMO 7.0 DE LOS ESTADOS DE ALERTA, EMERGENCIA Y RECUPERACION 7.1 SITUACIONES DE ALERTA Y EMERGENCIA 7.1.1 Inmediatamente después de producida una perturba- ción, el Coordinador, en comunicación con los integrantes del sistema, determinará la configuración y estado del sistema y dispondrá las acciones necesarias para restablecer la operación del sistema a su estado normal. 7.1.2 El Coordinador puede optar por rechazos manuales de carga y/o desconexión de generadores u otros equipos para preservar la estabilidad y seguridad del sistema. Estas medidas deben derivar de estudios especializados a cargo del COES, quien las pre-establece. 7.2 RECUPERACION DEL SISTEMA 7.2.1 Luego de producida una perturbación, y transcu- rridos los estados de alerta y emergencia, el Coordinador, en comunicación con los integrantes, determinará la configura- ción y el estado de la red y el sistema; definirá el plan de restablecimiento; y lo implementará en coordinación con los integrantes, quienes ejecutarán sus disposiciones y lo infor- marán, hasta conseguirlo. Cuando las circunstancias lo justifiquen, el Coordinador puede otorgar autonomía a los integrantes del sistema para ejecutar maniobras obligándo- los a informar. 7.2.2 El Coordinador dispondrá o autorizará la reconexión de cargas y coordinará estrechamente con los integrantes la regulación secundaria de frecuencia en el rango 59.7-60.3 Hz. Concluida la recuperación total o parcial del servicio, los inte- grantes del sistema informarán al Coordinador su carga efecti- vamente reconectada. 7.2.3 Los integrantes del sistema, involucrados con la perturbación, deben elaborar su diagnóstico inicial y lo remitirán al Coordinador, en un plazo máximo de sesenta (60) minutos de ocurrida. Tomando como base estos diag- nósticos, y con los elementos de juicio que tenga a disposi- ción, el Coordinador elaborará el informe inicial sobre la perturbación en un plazo máximo de sesenta (60) minutos, y lo remitirá a los integrantes del sistema por vía electrónica o excepcionalmente por fax. En un plazo máximo de sesenta (60) minutos, los integrantes del sistema presentarán sus observaciones a dicho informe por el mismo medio, las que serán examinadas por el Coordinador. En un plazo no mayor de dos (2) horas de ocurrida la perturbación, y considerando las observaciones recibidas, el Coordinador completará su informe y lo remitirá a los integrantes del sistema y a la DOCOES. TITULO OCTAVO 8.0 DEL ANALISIS POSTERIOR DE LA OPERACION DEL SISTEMA 8.0.1 El OSINERG tiene la función de supervisar la opera- ción en tiempo real, promoviendo la seguridad del sistema y la calidad del servicio, verificando que la operación se realice al mínimo costo, garantizando la transparencia de toda informa- ción relacionada con el despacho y operación del sistema y proponiendo las sanciones que se aplican por los incumplimien- tos. Con dicho fin OSINERG podrá conformar, si fuera necesa- rio, un Comité Técnico Consultivo. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS Primera. Las instalaciones nuevas que se integren al siste- ma deben estar provistas de los sistemas de comunicación y control requeridas por la Norma. Segunda. Los titulares de los sistemas principales de trans- misión, de común acuerdo, designarán a su representante para efectuar la coordinación de la operación en tiempo real del sistema. Mientras no exista acuerdo, el titular con mayores activos patrimoniales en el Sistema de Transmisión Principal asumirá esta función. Tercera. El Coordinador, el COES y/o los integrantes del sistema deben informar los casos de incumplimiento de la Norma al OSINERG para que se apliquen, a quienes correspon- da, las sanciones correspondientes. Cuarta. Los representantes de los integrantes del sistema a los que se refiere el numeral 8, se elegirán de común acuerdo dentro de cada segmento del sistema. En caso de no haber acuerdo, el segmento será representado por el integrante cuya potencia máxima comprada, vendida, distribuida o transmitida sea mayor.