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Pág. 200663 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 b. Pruebas que se realizan en forma interconectada con el SINAC, las cuales implican coordinación para el despacho, por lo que requiere una previa aceptación de parte de la DOCOES siguiendo los términos de referen- cia vigentes establecidos para tal propósito. Programa diario de mantenimiento (PDM): Ba- sado en el programa semanal y la confirmación diaria de la ejecución de los mantenimientos considerados. Este programa forma parte del Programa Diario de Operación (PDO). Programa semanal de mantenimiento (PSM): Basado en el Programa Mensual de Mantenimiento, y considera la indisponibilidad de unidades generadoras o equipos principales del sistema de transmisión prin- cipal o secundario de propiedad de los Integrantes del Sistema o sus asociados, cualquiera que sea su dura- ción. Cubre un horizonte semanal. Programa semanal de operación (PSO) : Es aquel que está constituido por el Programa Semanal de Man- tenimiento (PSM) y el Programa de Despacho Semanal. Racionamiento de carga: El servicio eléctrico se raciona cuando, en un momento determinado, la oferta eléctrica es inferior a la demanda en el Sistema o Area Operativa como consecuencia de salidas programadas o forzadas de equipo, caudales bajos o escasez de combus- tibles. Reconexión automática de carga: Conexión au- tomática de suministros interrumpidos por fallas, de acuerdo a la capacidad de respuesta del sistema, con el objeto de reducir el tiempo de interrupción. Su ejecu- ción deberá ser objeto de un estudio elaborado y apro- bado por el COES-SINAC. Rechazo automático de carga (RAC): Desco- nexiones de carga por acción automática de relés que se realizan con la finalidad de preservar la estabilidad y seguridad del Sistema. Los esquemas de rechazo auto- mático de carga son preestablecidos mediante estudios eléctricos del Sistema que serán efectuados anualmen- te por el COES-SINAC. Rechazo automático por mínima frecuencia : Respuesta automática de desconexión de puntos de suministro preestablecidos por reducción súbita de frecuencia con el objeto de minimizar el riesgo de pérdida de unidades de generación y preservar tanto como sea posible la estabilidad y el suministro eléctrico. La magnitud de variación de frecuencia podrá ame- ritar separar áreas para evitar el colapso total del sistema durante el proceso de rechazo de carga. El programa preestablecido de suministros inte- rrumpibles y de separación de áreas es resultado del estudio de Rechazo de Carga elaborado y aprobado por el COES-SINAC. Rechazo manual de carga (RMC): Desconexio- nes de carga dispuestas por el Coordinador o los CC de los Integrantes del Sistema, para preservar la estabili- dad y seguridad del mismo en caso no tener disponible un esquema de rechazo automático de carga o éste haya sido insuficiente. El diagrama de rechazo manual de carga será preestablecido, en lo posible, mediante estu- dios eléctricos del Sistema efectuados por el COES- SINAC. Regulación de frecuencia: Acciones necesarias para mantener la frecuencia dentro de las tolerancias permisibles definidos para el sistema. El Coordinador establece la frecuencia de consigna y las empresas generadoras son responsables a través de sus CC, de efectuar la regulación de la misma, siguiendo las dispo- siciones del Coordinador. El control de frecuencia en un primer nivel es realizado por todas las centrales de generación de acuerdo a su estatismo, y en un segundo nivel, por las centrales de regulación complementaria. Regulación de tensión: Acciones necesarias para mantener los niveles de tensión dentro de las toleran- cias permisibles definidos para el sistema. La responsa- bilidad de la regulación de tensión de cada área corres- ponde en un primer nivel a los Centros de Control (CC), tomando acción sobre los equipos de generación y com- pensación de potencia reactiva. En segundo nivel co- rresponde al Coordinador dar directivas para las ma- niobras de equipos de compensación reactiva, genera- dores y líneas de transmisión.Regulación primaria de frecuencia (RPF): Re- serva rotante de las centrales que responden automáti- camente a variaciones súbitas de frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. La variación de carga de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. Regulación secundaria de frecuencia (RSF): Reserva rotante de las unidades o centrales calificada para este propósito y que responden a las variaciones de generación por regulación automática o manual y sos- tenible al menos durante 30 minutos. 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 participaron en la regulación primaria de frecuencia, o se recupere carga, y/o se reasignen de manera óptima los recursos de generación para satisfa- cer la demanda. Reprogramación de la operación del sistema (Reprogramación): Se refiere a la reformulación del Programa de Operación Diario. La efectúa la DOCOES a iniciativa propia o a requerimiento del Coordinador. Reserva multianual: Cantidad total de reserva almacenada en una cuenca hidrográfica durante el período de avenida, para uso de agricultura, agua potable o generación de energía eléctrica, durante el período de estiaje (mayo-noviembre) y en función a un programa preestablecido por el integrante o la DOCO- ES. Reserva no sincronizada de emergencia (RNSE): Unidad que entra en operación en un tiempo menor a 10 minutos y que su sistema de puesta en operación le permite arrancar de modo independiente del suministro eléctrico del Sistema. Reserva no sincronizada o reserva fría (RNS) : Sumatoria de las capacidades de potencia disponibles de las unidades no sincronizadas y listos para ingresar en servicio a solicitud del Coordinador. Reserva para regulación primaria de frecuen- cia (RRPF) : Margen de reserva rotante en las centra- les que responden automáticamente a variaciones súbi- tas de frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. La variación de carga de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. Reserva para regulación secundaria de fre- cuencia (RRSF) : Margen de reserva rotante en las unidades o centrales calificadas para este propósito y que responden a variaciones de generación por regula- ción automática o manual y sostenible al menos duran- te 30 minutos. Reserva rotante del SINAC (RR): Margen de capacidad de generación de las centrales en operación para llegar a la máxima potencia de generación dispo- nible, en cualquier instante. Este margen de capacidad de generación resulta de la diferencia entre la sumato- ria de las capacidades disponibles de las unidades sincronizadas al sistema y la sumatoria de sus poten- cias entregadas al sistema. En el SINAC usualmente se la clasifica en dos tipos: a. Reserva de Regulación Primaria: Margen de re- serva rotante en las centrales que responden automá- ticamente a cambios súbitos de la frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. La variación de carga de la central debe ser sostenible al menos durante los si- guientes 30 segundos. b. Reserva de Regulación Secundaria : Margen de reserva rotante en las centrales que están operando y que responden a cambios de generación por regulación manual y sostenible al menos durante 30 minutos. Restricciones de capacidad de transmisión: Son las limitaciones en la capacidad de transmisión de potencia de los equipos conformantes de la red de transmisión del sistema eléctrico, resultantes de los análisis estáticos y dinámicos del sistema que consideran los riesgos de causar daño o perjuicio a los equipos o al sistema, y el cumplimiento de las condiciones exigidas por la NTCSE. Restricción de mínimo caudal : Es el caudal pro- medio del día necesario para atender los compromisos de uso del agua por la agricultura o el agua potable. Puede tener dos componentes, siendo el primero el agua turbinada y, el segundo, agua vertida.