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Pág. 180970 NORMAS LEGALES Lima, domingo 5 de diciembre de 1999 DISPOSICIONES TRANSITORIAS Primera. Los integrantes del sistema y la DOCOES ade- cuarán sus sistemas de comunicación y control a lo establecido por la Norma, en un plazo de veinticuatro (24) meses de su publicación. Durante este plazo, aquella información requerida por el Coordinador deberá ser reportada por vía electrónica o teléfono. Segunda. Los integrantes del sistema nombrarán a los jefes de sus respectivos Centros de Control, ante el Coordinador, en un plazo de cuarenta y cinco (45) días de publicada la Norma. Tercera. Los criterios iniciales para el esquema de rechazo de carga serán los siguientes: a) Durante los períodos de inestabilidad se evitará, en lo posible, que la frecuencia descienda de 58.5 Hz; b) El nivel mínimo de frecuencia para el sistema lo determi- na la capacidad y características técnicas de las unidades térmi- cas y se fija por debajo de los 58 Hz; c) El nivel máximo de frecuencia para el sistema es de 63 Hz; d) La desconexión de unidades es instantánea sólo para frecuencias inferiores al nivel mínimo fijado de acuerdo al inciso b) y para frecuencias superiores al nivel máximo fijado en el inciso c); e) La desconexión de unidades es automática pero tempori- zada si la frecuencia permanece, por un período superior a los quince (15) segundos, entre el nivel mínimo fijado en el inciso b) y los 58.5 Hz o entre los 62 Hz y el nivel máximo fijado en el inciso c); f) Se evitará en lo posible que los rechazos automáticos de carga originen sobre frecuencias; g) En los esquemas de rechazo automático por mínima frecuencia, se incluirá hasta el 60% de las cargas de un titular de generación, en orden descendente de prioridad. El titular establecerá la prioridad de sus cargas, de no hacerlo, la DOCO- ES lo hará; h) El sistema puede segmentarse y conformarse en diferen- tes áreas que operen aisladamente; i) Se puede considerar la utilización de relés de mínima frecuencia, derivada de frecuencia, mínima tensión, máxima tensión, e inversión de potencia, con temporización. j) Los titulares de generación priorizarán la demanda de sus clientes; k) Se comunicará a los clientes y a la DOCOES la prioridad asignada por circuito; DISPOSICIONES FINALES Primera . En un plazo de ciento veinte (120) días de publi- cada la Norma, el COES transferirá la coordinación de la operación en tiempo real del sistema al Coordinador. ANEXO Nº 1 A1. DEFINICIONES 1. Area. Se refiere a una sección del sistema interconectado compuesta por centros de generación, redes de transmisión y/o redes de distribución que puede separarse del resto del sistema y operar aisladamente; 2. Configuración. Se refiere a la forma en la que están relacionados los elementos del sistema eléctrico o elementos de una parte del mismo que determina el conjunto de variables que definen el estado del sistema o parte de él, para un despacho dado de generación, carga en barras del sistema, y recursos de control y supervisión disponibles para la operación del sistema; 3. Dirección de Operaciones del COES (DOCOES). Se refiere a la Dirección de Operaciones del Comité de Operación Económica del Sistema (COES); 4. Coordinador de la Operación del Sistema (Coordi- nador). Se refiere al Coordinador de la Operación del Sistema a que hace referencia el Artículo 92º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas; 5. Estado de Operación. Se refiere a cualquiera de cuatro condiciones en las que, para efectos de esta Norma, puede clasificarse la operación de un sistema en un momento determi- nado: normal, alerta, emergencia y recuperación; 6. Estado Normal. Se refiere a la condición estaciona- ria del sistema en la que existe un balance de potencia activa y un balance de potencia reactiva; los equipos de la red eléctrica operan sin sobrecarga; y el sistema opera dentro de los márgenes de tolerancia permitidos para la frecuencia y tensión; 7. Estado de Alerta. Se refiere al estado en que el sistema opera estacionariamente, manteniendo el balance de potencia activa y reactiva, pero las condiciones del sistema son tales que, de no tomarse acciones correctivas en el corto plazo, los equipos y/o instalaciones operarán con sobrecarga y las variables de control saldrán de los márgenes de tolerancia. Al verificarse una transición al estado de alerta, el Coordinador y los integrantes del sistema deben realizar las coordinaciones y maniobrasnecesarias para que el sistema pueda recuperar su estado normal, de manera urgente; 8. Estado de Emergencia. Se refiere a la condición en la que, por haberse producido una perturbación en el sistema, la frecuencia y tensiones se apartan de valores normales y la dinámica que ha adquirido el sistema amenaza su integridad, haciéndose necesario tomar medidas de emergencia como re- chazar carga o desconectar generación en forma significativa. En este estado se suceden acciones automáticas de protección y de rechazo de carga para aislar los elementos o porciones falladas del sistema y estabilizarlo; 9. Estado de Recuperación. Se refiere a la condición en la que, concluido el estado de emergencia, el sistema ha quedado en estado estacionario pero con restricciones significativas de suministro. Se llevan a cabo coordinaciones y maniobras de reconexión de generación y carga para restablecer el estado normal del sistema; 10. Integrante del Sistema (Integrante). Para efectos de esta norma, se refiere al titular de generación que opera conectado eléctricamente al sistema (tenga o no representación en el Directorio del COES), titular de redes de transmisión, titular de redes de distribución y los clientes libres, todos vinculados al sistema interconectado. El término redes de trans- misión incluye líneas pertenecientes al sistema principal o secundario que sean de propiedad de empresas de generación, transmisión, distribución y/o de clientes libres; 11. Generación Mínima Técnica. Se refiere a la potencia mínima que puede generar una unidad en condiciones de opera- ción normal; 12. Mantenimiento Programado. Se refiere al manteni- miento de un equipo determinado aprobado por el COES y considerado en los programas de operación del sistema; 13. Operación en Tiempo Real. Se refiere a las tareas de coordinación, control, monitoreo y supervisión de la ope- ración de un sistema interconectado e incluye entre otras tareas: la ejecución del programa de operación de corto plazo o de su reprogramación; la supervisión y control del suminis- tro de electricidad a las empresas distribuidoras y a los clientes libres, en resguardo de la calidad del servicio y seguridad del sistema; la operación del sistema fuera de la programación en los estados de alerta y emergencia y/o mientras no se disponga de programas actualizados; y la ejecución de las maniobras necesarias que permitan mante- ner el sistema con los parámetros eléctricos dentro de las tolerancias especificadas por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos; 14. Perturbación. Se refiere a cualquier evento que altera el balance de potencia activa o reactiva del sistema; 15. Placa de Aviso. Se refiere a una señal gráfica usada para indicar impedimento o peligro, la que se coloca en equipos o instalaciones de alta tensión; 16. Regulación Primaria de Frecuencia. Se refiere a la acción automática e inmediata de los reguladores de velocidad de los grupos generadores. Tiene como objeto absorber los desequilibrios entre la oferta y demanda del sistema para tratar de mantener la frecuencia en un nivel o rango determinado; 17. Regulación Secundaria de Frecuencia. Se refiere a la acción automática o manual sobre el regulador de velocidad de un grupo generador, que complementa la acción de la Regu- lación Primaria de Frecuencia. Tiene como objeto equilibrar la oferta y la demanda, manteniendo el valor de la frecuencia dentro de límites permisibles, mientras se recupera la reserva rotante de las unidades que participan de la regulación primaria de frecuencia, mientras se recupera carga, y/o mientras se reasignan de manera óptima los recursos de generación para satisfacer la demanda; 18. Reprogramación de la Operación del Sistema. Se refiere a la reformulación del Programa de Operación Diario. La efectúa la DOCOES de iniciativa propia o a requerimiento del Coordinador; 19. Reserva Rotante. Se refiere a la diferencia entre la sumatoria de las capacidades disponibles de las unidades sin- cronizadas al sistema y la sumatoria de sus potencias entrega- das al sistema, ambas en un momento dado; 20. Reserva No-Sincronizada. Se refiere a la capacidad de las unidades disponibles para entrar en servicio a requeri- miento del Coordinador; 21. Salida Forzada. Se refiere a la desconexión intempes- tiva de un equipo por falla, defecto, o como consecuencia de la falla de cualquier otro elemento del sistema; 22. Sistema Interconectado. Se refiere a los sistemas de generación, transmisión y distribución vinculados eléc- tricamente, cuya operación debe realizarse en forma coordi- nada; 23. Sistema de Generación. Se refiere al conjunto de instalaciones civiles y eléctricas destinadas a la producción de electricidad; 24. Sistema de Transmisión. Se refiere al conjunto de líneas eléctricas con tensiones nominales superiores a 35 kV, subestaciones y equipos asociados, destinados al transporte de energía eléctrica;