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Pág. 200673 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 4.2. Del Coordinador 4.2.1. Requerir a la DPP de la DOCOES la reprogra- mación de la operación del Sistema. 4.2.2. Suministrar la información necesaria a la DPP que permita elaborar la Reprogramación. 4.2.3. El Coordinador en ausencia de la Reprogra- mación elaborado por la DPP, reformulará el programa de operación, comunicando previamente tal decisión a la DPP. 4.2.4. Atender la solicitud proveniente de un inte- grante del COES o algún otro Integrante del SINAC que pueda ameritar una Reprogramación. 4.3. De los Integrantes 4.3.1. Suministrar al Coordinador con copia a la DOCOES, la información necesaria para efectuar la Reprogramación cuando sea requerida. 4.3.2. Cumplir con la Reprogramación a través de las indicaciones del Coordinador. 4.3.3. Verificar inmediatamente que la Reprogra- mación no vulnere la seguridad de las personas, las limitaciones propias de equipos e instalaciones, la segu- ridad del sistema y la integridad tanto de las instalacio- nes como de la propiedad de terceros. 4.3.4. De comprobarse en la Reprogramación inmi- nentes vulneraciones, cualquier integrante del COES o algún otro Integrante del SINAC deberá comunicar al coordinador para su corrección, con copia a la DOCOES, por vía electrónica o fax en casos excepcionales. Simul- táneamente, remitirán copia de la reclamación a los demás integrantes por el mismo medio. 5. ETAPAS SECUENCIALES PREVIA A LA ELA- BORACION DE LA REPROGRAMACION DE LA OPERACION Se guiará por las siguientes etapas: 5.1. Luego de una acción correctiva de la operación realizada en tiempo real, el Coordinador observará, comparará y analizará la evolución y el comportamien- to del Sistema con respecto al PDO, y ejecutará las acciones inmediatas de reprogramación. 5.2. De persistir la necesidad de la reprogramación, dentro de los treinta (30) minutos siguientes a la acción correctiva, el Coordinador solicitará a la DPP la repro- gramación, quien hará una evaluación de la configura- ción y recolección de datos del Sistema, y de la evalua- ción de los mismos decidirán el requerimiento de una Reprogramación. La evaluación se hará fundamental- mente sobre la demanda, disponibilidad de la oferta total, eventos más relevantes del SINAC, evaluación de la RPF y RSF e información de las restricciones opera- tivas del sistema. 5.3. Antes de los ciento veinte (120) minutos siguien- tes la DPP, elaborará la Reprogramación de la Opera- ción cuando menos para el resto de las horas del día y comunicará al Coordinador y a los integrantes del COES la nueva formulación de la Operación del Siste- ma. Cualquier observación y corrección a la Reprogra- mación se coordinará con la DPP, para que a la breve- dad posible emita una nueva Reprogramación. 5.4. En los sesenta (60) minutos restantes, el Coor- dinador dispondrá la aplicación de la Reprogramación. En caso contrario comunicará a la DPP su decisión con la respectiva sustentación. 6. REPROGRAMACION DE LA OPERACION La Reprogramación de la Operación se hará con la finalidad de solucionar las causas que la han originado, además de cumplir con los criterios de seguridad, cali- dad y economía. La Reprogramación se puede realizar a criterio de la DPP o a pedido del Coordinador en coordinación con los otros integrantes, cuando se prevé variaciones sosteni- das al PDO o después de superar situaciones de contin- gencia. La Reprogramación y las disposiciones operativas del Coordinador, deben considerar: la seguridad de las personas, las limitaciones propias de equipos e instala- ciones, la seguridad del sistema y la integridad tanto de las instalaciones como de la propiedad de terceros.Las principales razones para elaborar una Repro- gramación son: - La desviación de la demanda del SINAC, que origina un cambio en el programa de operación. - La indisponibilidad forzada en el despacho econó- mico del sistema de un equipo de generación o transmi- sión que altere la ejecución del PDO. - Las variaciones de los caudales naturales de los ríos y el estado de los embalses, que afecten la capaci- dad de generación de las centrales hidráulicas. - La variación de los niveles de tensión cuando se prevé exceder los límites permisibles considerados en la NTCSE y /o NTOTR. - Exceder el límite de capacidad de transporte de las líneas de transmisión y de sus componentes principa- les. - Indisponibilidad o restricción parcial o total del suministro de combustible para las plantas térmicas. - Variaciones de la frecuencia. - Otros eventos imprevistos. 6.1. Por desviación de la demanda La demanda debe ser registrada en tiempo real o cuando menos cada media hora y comparada con la demanda programada en el PDO. Esto permitirá veri- ficar, cuantificar y determinar en lo posible la(s) causa(s) de la(s) desviación(es) de la demanda, de manera que se pueda estimar la tendencia de la carga en las siguientes horas del día. Cuando la demanda real es mayor o menor que la programada, y como consecuencia se prevé que afectará los límites establecidos como reserva ro- tante (RPF, RSF), el Coordinador dispondrá variar el despacho de la operación en tiempo real conside- rando criterios de seguridad y calidad, teniendo en cuenta en lo posible, los procedimientos operativos del COES sobre la operación al mínimo costo total del SINAC. 6.1.1. Por presencia de mayor demanda que la prevista Se incrementará la generación del sistema de acuer- do a la siguiente prioridad: aCentrales hidráulicas con capacidad de regula- ción. Se aumentará proporcionalmente en fun- ción a su potencia efectiva, tomando en cuenta lo establecido en el Procedimiento Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional. El valor límite de generación adicional estará dado por los máximos y mínimos niveles permisibles de los embalses, considerando las restricciones opera- tivas de cada central o del sistema según sea el caso. bCon centrales térmicas, en función al menor costo operativo total para el Sistema. 6.1.2. Por presencia de menor demanda a la prevista Se disminuirá la generación de acuerdo a la siguien- te prioridad: aLas centrales térmicas, empezando por la de mayor costo operativo total, excepto las que es- tén programadas por necesidad de energía, o por restricciones operativas (tensión, seguridad, ca- lidad; etc.). bCentrales hidráulicas con capacidad de regu- lación: Se disminuirá en lo posible la genera- ción, proporcionalmente a su potencia efecti- va y tomando en cuenta lo establecido en el Procedimiento Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional. El valor límite de la menor generación estará dado por los niveles máximos y mínimos permisibles en los embal- ses, considerando las restricciones operativas de cada central o del sistema según sea el caso. cCentrales hidráulicas sin capacidad de regula- ción: Todas las unidades hidráulicas en forma proporcional a sus potencias efectivas, conside- rando sus restricciones operativas y del sistema.