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Pág. 203698 NORMAS LEGALES Lima, viernes 1 de junio de 2001 gNivel de aislamiento. hTemperatura de operación. iNorma. jTensión nominal. FICHA DE PROYECTO Nº 4 CENTRAL HIDROELÉCTRICA 1.Nivel de compromiso del proyecto (fase en que se encuentra el proyecto). 2.Ubicación geográfica. 3.Cronograma de proyecto. 4.Número, tipo y potencia nominal de las unidades. 5.Potencia efectiva. 6.Información de hidrología mensual en m3/s (con hidrología histórica desde el año 1965). 7.Matrices de potencia generable mensual en MW (con hidrología histórica desde el año 1965 dife- renciada en bloques horarios indicados en el cuadro 1 adjunto). 8.Embalse de regulación (tamaño y características). 9.Energía de regulación diaria en GWh. 10.Caudal de diseño. 11.Rendimiento (MW/m3/s). 12.Costo de inversión de proyecto (US$). 13.Nivel de conexión al sistema. 14.Punto de conexión al sistema. 15.Otros que se estimen pertinentes. Cuadro Nº 1 Bloques horarios (en horas) Mes Punta Media Base Total Enero 128 337 279 744 Febrero 120 300 252 672 Marzo 129 336 279 744 Abril 122 328 270 720 Mayo 128 337 279 744 Junio 125 325 270 720 Julio 124 341 279 744 Agosto 128 337 279 744 Septiembre 129 321 270 720 Octubre 129 336 279 744 Noviembre 124 326 270 720 Diciembre 123 342 279 744 Total 1509 3966 3285 8760 FICHA DE PROYECTO Nº 5 CENTRAL TERMOELECTRICA 1.Nivel de compromiso del proyecto (fase en que se encuentra el proyecto). 2.Ubicación geográfica. 3.Cronograma de proyecto. 4.Número, tipo y potencia nominal de las unidades. 5.Potencia efectiva en el sitio (altura m.s.n.m). 6.Combustible (tipo y poder calorífico en kcal/kg). 7.Costos variables combustibles (combustible, trata- miento, transporte). 8.Costos variables no combustibles (mantenimientos menores, mayores, lubricantes y otros). 9.Consumo específico a condiciones de potencia efecti- va en el sitio (kg/kWh, pc/kWh). 10.Costo de inversión de proyecto (US$). 11.Tasa de salida forzada (TSF). 12.Punto de conexión al sistema. 13.Nivel de tensión de conexión al sistema. 14.Otros que se estimen pertinentes. ANEXO C VERIFICACION DE REQUISITOS DE OPERATIVIDAD Y EQUIPOS DE MEDICION Cualquier empresa titular de instalaciones de gene- ración y/o transmisión que solicite conexión de nuevas instalaciones al SINAC deberá cumplir con los siguien- tes requisitos:1. Presentar un estudio de operatividad del sistema interconectado, que demuestre que la conexión de las nuevas instalaciones al sistema no tendrá efectos perju- diciales sobre la operatividad del mismo. - Sobrecarga de Líneas y transformadores - Niveles de tensión fuera del rango - Oscilaciones en estado estacionario - Problemas de coordinación de protección - Problemas de coordinación de aislamiento 2. En el caso de no ser propietario de las instalaciones del Sistema de Transmisión Secundaria de conexión al Sistema Principal de Transmisión , deberá presentar un documento del correspondiente propietario que acredite su conformidad con el uso de dichas instalaciones a partir de determinada fecha. 3. Deberá tener instalado un sistema de medición electrónico con memoria de masa y de clase de precisión 0,2 o de mayor precisión. 4. En caso que el generador no se conecte directamen- te al Sistema Principal de Transmisión, deberá presen- tar los acuerdos que correspondan con otras entidades generadoras involucradas y que pertenezcan al COES, respecto a la barra o barras del sistema en las que se efectuarán las transferencias de energía. 5. Deberá contar con los medios de comunicación necesarios para las coordinaciones operativas con el Coordinador y con la DOCOES. PROCEDIMIENTO Nº 21 INGRESO DE UNIDADES DE GENERACION, LINEAS Y SUBESTACIONES DE TRANSMISION EN EL COES-SINAC 1. OBJETIVO Verificar el cumplimiento de requisitos para la co- nexión y operación de nuevas unidades de generación, líneas y subestaciones de transmisión a integrarse al SINAC y en casos que ameriten, determinar su ingreso a la operación comercial en el COES. 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléc- tricas (Artículo 39º). 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 81º, 92º, 93º, 94º, 95º). 2.3. Decreto Supremo Nº 020-97–EM.- Norma Técni- ca de Calidad de los Servicios Eléctricos (Título Tercero. Artículos 3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, 3.6; Título Quinto. Cali- dad del Producto. Artículo 5.0.4; Título Sexto. Calidad del Suministro. Artículo 6.1.2; Novena Disposición Fi- nal). 2.4. Resolución Directoral Nº 049–99–EM/DGE.- Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. 3. DEFINICIONES Las definiciones utilizadas en el presente Procedi- miento, están precisadas en el Glosario de Abreviaturas y Definiciones. 4. RESPONSABILIDADES 4.1. De la DOCOES aA través de la DPP de la coordinación del crono- grama de pruebas, a considerarse en el PMO y PSO. bLa DPP es responsable de revisar y coordinar los detalles necesarios, y presentar al Director de operaciones el cronograma tentativo de pruebas. cRevisar los estudios y simulaciones respectivos a fin de verificar la operatividad de las nuevas instalaciones, y de ser el caso realizar los estudios necesarios para verificar los resultados. dAprobar estudios de operatividad de nuevas ins- talaciones, los cuales comprenderán como míni- mo: estudios de estabilidad transitoria y perma-