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Pág. 200667 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 e. Programa de mantenimiento semanal del SINAC Se efectuará conforme a lo establecido por el PR-Nº 12. 1. Las empresas de generación enviarán la informa- ción de la indisponibilidad de sus unidades de genera- ción y de las instalaciones complementarias de genera- ción y líneas de transmisión las cuales incluirán lo siguiente: a. Causas de la indisponibilidad. b. Tipo de mantenimiento (preventivo y/o correcti- vo). c. Tiempo de indisponibilidad. 2. Las empresas de transmisión enviarán la infor- mación de la indisponibilidad de sus sistemas de trans- misión: líneas, equipos complementarios de las subes- taciones (protección, mando y servicios auxiliares), equipos de compensación reactiva y transformación. 3. El programa semanal deberá concordar en lo posible con los programas anuales y ajustes mensuales, los cuales serán suministrados por las empresas como preliminares. 4. El programa de mantenimiento semanal debe minimizar el racionamiento y garantizar la seguridad y la calidad del suministro eléctrico. f. Elaboración de la programación de la opera- ción de potencia y energía de las centrales de generación del SINAC El despacho de potencia y energía de las centrales del SINAC tiene la finalidad de asignar en forma óptima los recursos disponibles de generación en orden creciente a sus costos variables, para satisfacer la demanda del SINAC, garantizando la operación a míni- mo costo total y preservando la seguridad y calidad de abastecimiento de energía eléctrica. Su elaboración deberá tomar en cuenta las restricciones operativas referidas en 7.2 k. g. Verificación de la adecuada seguridad y calidad de la operación del SINAC Los programas de operación deberán ser verificados mediante modelos de simulación de la operación, que garanticen márgenes de seguridad adecuados y calidad del suministro eléctrico. h. Prever la reserva rotante y fría del SINAC La reserva rotante será prevista conforme a lo establecido en el Procedimiento Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional. PROCEDIMIENTO Nº 02 PROGRAMACION DE LA OPERACION DIARIA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 1. OBJETIVO Determinar la metodología para efectuar la Progra- mación de la Operación Diaria del SINAC, minimizan- do los costos de operación y racionamiento para el conjunto de instalaciones de los integrantes del Siste- ma, preservando la seguridad y calidad de servicio del SINAC. 2. BASE LEGAL 2.1 Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 41 º. inciso a) 2.2 Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 91 º. inciso a, 92 º, 93º, 95º, 96º, 97º, 98º, 99º) 2.3 Decreto Supremo Nº 009-99-EM.- Norma Técni- ca de Calidad de los Servicios Eléctricos. 2.4 Resolución Directoral Nº 049-99-EM/DGE.- Nor- ma Técnica para 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 Abreviatu- ras y Definiciones.4. RESPONSABILIDADES 4.1 De la DOCOES a. La DPP es responsable de la elaboración del PDO, tomando como referencia el PSO vigente, además de su emisión y distribución. b. La DPP coordinará con los CC o con las personas encargadas de la operación de corto plazo de los inte- grantes del COES, las modificaciones al PSO que fue- ran necesarias, en base a la información requerida que se indica en el numeral ocho (8) del presente procedi- miento. Así como, atender la(s) solicitud(es) de reconsi- deración a la aprobación del PDO, planteada por cual- quier integrante del COES. 4.2 Del Coordinador a. Supervisar y coordinar con los Integrantes del SINAC, la operación en tiempo real, siguiendo el PDO o su reprogramación. b. Informar a la DPP la ejecución del PDO o su reprogramación. c. Proporcionar a la DPP la información necesaria para la elaboración del PDO. 4.3 De los integrantes del COES a. Son responsables de proporcionar a la DPP a través de sus respectivos CC y del Coordinador la información necesaria para elaborar el PDO del SI- NAC, así como la información ejecutada de la operación en tiempo real. b. A través de sus respectivos CC, son responsables de cumplir el PDO o su reprogramación, siguiendo las instrucciones del Coordinador. 5. PERIODICIDAD El PDO (de ser el caso la actualización del PSO) será entregado antes de las 14:00 horas de cada día y de ser necesario un ajuste a dicho programa antes de las 22:00 horas (considerando la tendencia de la demanda del mismo día, una mejor aproximación al pronóstico de caudales ejecutados, entre otras variables). Este pro- grama comprende el período de 00:00 h - 24:00 h del día siguiente. 6. MEDIOS DE TRANSMISION El PDO será remitido por correo electrónico o simi- lar a los integrantes del COES y al Coordinador, pu- diendo ser vía fax sólo en caso de algún desperfecto de los medios electrónicos. 7. VIGENCIA Diaria. 8. INFORMACION REQUERIDA DATOS BASE a. Producción de cada media hora de potencia activa de las unidades generadoras. Reporte :Diario. Emisor :Coordinador. Receptor :DPP. b. Caudales naturales y regulados promedios. Reporte :En tiempo real los caudales de opera- ción, o los caudales promedios diarios a las 08:00 horas de cada día. Emisores : Integrantes con centrales hidráulicas del COES. Receptor :Coordinador, quien pondrá a disposi- ción de la DPP. c. La variación de los embalses de los generadores hidráulicos. Reporte :En tiempo real u horario de no contar con telemedida.