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Pág. 200672 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 aDespacho ejecutado de las unidades de genera- ción (MW, MVAR). bEventos: fallas, interrupciones, restricciones y otros de carácter operativo. cMantenimientos ejecutados de acuerdo al PDO. dHoras de orden de arranque y parada, así como las horas de ingreso y salida de unidades de genera- ción del SINAC. eCaudales horarios de los principales afluentes a centrales hidroeléctricas. fVolúmenes horarios de embalse en presas de las cuencas asociados a las centrales hidroeléctricas. gVertimientos en los embalses y/o presas en perío- do y volumen. hVolúmenes de combustible almacenado al final del día en centrales térmicas. iVolúmenes de combustible consumido en el día en centrales térmicas. jVolumen consumido y presión de gas a la entrada del combustor en forma horaria en las centrales térmicas a gas natural. kRegistro horario de la tensión de las principales barras de su sistema. lRegistro horario de los flujos de carga en las líneas de 138 y 220 kV (o de niveles de tensión superior) del sistema de transmisión del SINAC en caso que no cuente el Coordinador con información en tiempo real. mEn caso de fallas, un informe preliminar, que incluya los parámetros eléctricos importantes re- gistrados pre y post falla, actuación de proteccio- nes, señalizaciones, interrupción de suministros en potencia y tiempo, causa probable de acuerdo a formato del INFORME BREVE DE PERTUR- BACION (Procedimiento de Compensaciones por NTCSE). nOtra información que la DOCOES solicite para elaborar el IEOD. Reporte : Diario y en tiempo diferido. Emisores : Integrantes del COES. Receptores : Coordinador(original) y la DPP(copia). 7.1.2. El IDCOS Debe tener la siguiente información como mínimo: 1. Horas de orden de arranque y parada, así como las horas de ingreso y salida de las unidades de generación del SINAC . 2. Instrucciones de regulación primaria y secunda- ria de frecuencia. 3. Instrucciones de despacho de la operación del SINAC. 4. Otra información requerida por la DPP para elaborar el IEOD. Reporte : Diario y en tiempo diferido. Emisor : Coordinador. Receptor : DOCOES. 7.1.3. El IEOD Debe contener la siguiente información del SINAC: aPrincipales eventos, tales como fallas, interrup- ciones, restricciones, racionamiento y otros de carácter operativo. bDespachos, previsto y ejecutado, de las centrales de generación (MW, MVAR), así como un resu- men explicativo de las principales desviaciones, incluyendo un reporte de la máxima demanda diaria a nivel de generación y la hora de ocurren- cia. cReporte de la ejecución de los mantenimientos programados y ejecutados, así como un resumen explicativo de las principales desviaciones. dHoras de orden de arranque y parada, así como las horas de ingreso y salida de las unidades de generación del SINAC incluido las unidades de generación superiores a 5 MW conectadas al SINAC de empresas no inte- grantes del COES. eCostos marginales horarios programados y eje- cutados, costo total de operación diaria progra- mada y ejecutada. fReporte de compensaciones.gReporte de los caudales horarios de los principa- les afluentes a las centrales hidroeléctricas pre- vistos y reales, así como un resumen explicativo de las principales desviaciones. hReporte de evolución de los volúmenes previstos y reales de los principales embalses de las centra- les hidroeléctricas, así como un resumen explica- tivo de las principales desviaciones. En caso de presentarse, los vertimientos en los embalses y/ o presas en período y volumen. iVolúmenes de combustible almacenado al final del día por cada central térmica. jVolúmenes de combustible consumido en el día por cada central térmica. kVolumen consumido y presión de gas a la entrada del combustor en forma horaria de las centrales térmicas a gas natural. lRegistro de los valores máximo, medio y mínimo de la frecuencia y la desviación acumulada del sistema para un período de cada 30 minutos. mRegistros de parámetros y reporte de índices de calidad de acuerdo a la NTCSE. nRegistro horario de los flujos de carga en las líneas de 138 y 220 kV (o de niveles de tensión superior) cuando lo amerite, por ejemplo límites de transmisión, líneas de intercambio, entre otros. oReporte del Coordinador relacionados con la RPF, RSF y respuesta del SINAC. pPrincipales instrucciones de despacho de la ope- ración del SINAC. qRecomendaciones para mejorar la programación y la operación económica. rOtra información necesaria a destacar. Reporte :Diario y en tiempo diferido. Emisor :La DPP. Receptores :El Coordinador y los integrantes del COES. PROCEDIMIENTO Nº 06 REPROGRAMACION DE LA OPERACION 1. OBJETIVO Reformular el PDO ante desviaciones de oferta y demanda previstas, así como después de fallas o even- tos imprevistos. 2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 39º, 40º, 41º. inciso b) 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 91º. incisos b) y c), 92º, 194º. inciso b) 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.- 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. La DOCOES 4.1.1. A través de la DPP, es el encargado de la Reprogramación de la Operación, tomando como refe- rencia el PDO y el despacho ejecutado hasta ese mo- mento. 4.1.2. La DPP, hará llegar al Coordinador y a los integrantes del COES, la Reprogramación vía correo electrónico o similar, o vía fax en caso de desperfecto de los sistemas anteriores. 4.1.3. Ordinariamente, la DPP emitirá una repro- gramación a las 08:00 horas y otro a las 16:00 horas y extraordinariamente en otras horas por iniciativa pro- pia o a solicitud del Coordinador.