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Pág. 200668 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 Emisores :Integrantes con centrales hidráulicas del COES. Receptor :Coordinador, quien pondrá a disposi- ción de la DPP. d. Confirmación de los mantenimientos aprobados en la Programación de la Operación Semanal y/o previ- sión de mantenimientos correctivos de las unidades de generación y de las instalaciones complementarias, así como de las líneas de transmisión y de los equipos complementarios de las subestaciones (protecciones, mandos, y SS.AA.), equipos de compensación reactiva y de transformación. Reporte :Diario. Emisores :Todos los integrantes del COES. Receptor :DPP, cada día de 08:00 a 10:00 horas. e. Restricciones operativas y/o pruebas (de unidades de generación, transmisión, reserva de combustible entre otros). Reporte :Diario. Emisores :Todos los integrantes del COES y el Coordinador. Receptor :DPP. f. Información en tiempo real de la potencia activa y reactiva, el perfil de tensiones, flujo de potencia activa y reactiva del sistema de generación, transmisión y distribución de la red del SINAC. Reporte :En tiempo real. Emisor : Coordinador Receptor :DPP. g. Pronóstico de los caudales de operación naturales y regulados elaborado por los integrantes del COES con centrales hidráulicas. Reporte :A las 08:00 horas de cada día. Emisores :Integrantes con centrales hidráulicas del COES. Receptor :DPP. 9. METODOLOGÍA DE LA PROGRAMACIÓN La DPP, en base a los datos obtenidos, elaborará lo siguiente: a. Pronóstico de la demanda a corto plazo. Será calculado según el PR-Nº 03. b. Pronóstico de caudales naturales promedios de operación y estado de los embalses. Serán proporcionados por las empresas integrantes del COES. c. Programa del mantenimiento diario del SINAC. 1. Las empresas de generación y transmisión coordi- narán con la DPP la actualización del programa de mantenimiento semanal. 2. La aprobación de los mantenimientos fuera del programa semanal vigente, estará a cargo de la DPP, sujeta a la disponibilidad de la reserva de generación o transmisión de la red, salvo que sea un mantenimiento correctivo, para lo cual deberá sustentarse técnicamen- te, en primera instancia en forma telefónica para las coordinaciones del caso y en segunda instancia en forma escrita (vía fax) para la regularización respecti- va. 3. Las maniobras más importantes requeridas por los integrantes del Sistema por mantenimiento o prue- bas, serán incluidas en el PDO. 4. Cualquier mantenimiento ejecutado sin la ade- cuada coordinación con la DPP o el Coordinador se sujetará a las disposiciones vigentes. Se exceptúan los casos de emergencia sustentados posteriormente. d. Elaboración del PDO. 1. La elaboración del PDO se efectuará asignando en forma óptima los recursos disponibles de generación, para satisfacer la demanda del SINAC, garantizando laoperación al mínimo costo total y preservando la segu- ridad y calidad del abastecimiento de energía eléctrica. 2. En la elaboración del PDO se tomará en cuenta las restricciones operativas generadas por mantenimien- tos, disponibilidad hidráulica de las centrales hidro- eléctricas y otros. 3. Las potencias a programar por cada central, cada media hora, se determinarán haciendo uso de las herra- mientas computacionales que para tal efecto cuenta el COES, las mismas que han sido aprobadas por el Director de Operaciones y están vigentes. e. Verificación de la adecuada seguridad de opera- ción del SINAC. 1. El PDO se sustentará mediante programas de simulación de operación que garanticen el cumplimien- to de lo establecido por las normas vigentes. 2. El PDO considerará la reserva rotante requerida, calculada conforme al Procedimiento Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional, así como el nivel de riesgo aprobado en el PSO. 3. Para casos de mantenimientos que generen ries- gos se presentaran las simulaciones de verificación de la operatividad y seguridad. PROCEDIMIENTO Nº 03 PRONOSTICO DE LA DEMANDA A CORTO PLAZO DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 1. OBJETIVO Determinar la metodología para efectuar el pronós- tico de la demanda a corto plazo del SINAC. El pronóstico del perfil de cada media hora de la demanda de potencia y energía es una de las activida- des necesarias para la programación del despacho de carga de las centrales generadoras del SINAC. El COES realiza este pronóstico en la programación semanal (PSO), siendo luego afinada en la programación diaria (PDO) y reajustada en las reprogramaciones. 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 41º. inciso a) 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 91º. inciso a, 93º, 95º, 96º, 97º, 98º, 99º) 2.3. Decreto Supremo Nº 009-97-EM.- Norma Técni- ca de Calidad de los Servicios Eléctricos. 2.4. Resolución Directoral Nº 049-99-EM/DGE.- Norma Técnica de 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 4.1.1. La DPP, es la encargada de elaborar, en detalle de cada media hora, los pronósticos de la deman- da de potencia y energía para cada día de la semana. Resultados que serán utilizados en los Programas Se- manales y Diarios de Operación del SINAC. 4.1.2. La DPP mantendrá actualizada una base de datos de demanda que le permita elaborar el pronósti- co. 4.2. Del Coordinador 4.2.1. Proporcionar en tiempo real, la información necesaria a la DPP, para realizar los pronósticos de la demanda y mantener actualizada la base de datos del SINAC. 4.2.2. Informar permanentemente los resultados de la ejecución de la operación en tiempo real del SINAC a los integrantes del COES y a la DPP.