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Pág. 200678 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 2.3. Decreto Supremo Nº 009-99-EM.- Norma Técni- ca de Calidad de los Servicios Eléctricos (Títulos Terce- ro, Quinto y Sexto) 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 4.1.1. Remitir al Coordinador y a los Miembros del COES los programas de operación: PSO, PDO y Repro- gramación de la Operación, de acuerdo a los plazos, horarios y medios establecidos en los procedimientos PR-Nº 01, PR-Nº 02 y PR-Nº 06. 4.1.2. Atender los requerimientos de reprograma- ción solicitados por el Coordinador en los términos, formas y plazos establecidos en el procedimiento PR-Nº 06. 4.1.3. Enlazar su sistema informático con el del Coordinador, a través de un sistema de comunicación confiable y compatible. El sistema de la DOCOES debe adaptarse al protocolo de comunicaciones del Coordina- dor. 4.1.4. Efectuar el seguimiento de la evolución de las variables de control del sistema en tiempo real, a fin de tomar decisiones sobre la reprogramación de la opera- ción del Sistema. 4.1.5. Recopilar en tiempo real y/o diferido la infor- mación del Coordinador y de los Miembros del COES, los datos necesarios para elaborar los programas de operación de corto plazo (PSO, PDO y Reprogramación de la operación). 4.1.6. Realizar una evaluación del despacho ejecutado, considerando el PDO, su reprogramación y, según el caso, un despacho idealizado en los caos que se requiera según acuerdos y procedimientos vigentes. Es responsable de elaborar el IEOD utilizando la información disponible de la ejecución de la operación en tiempo real. 4.1.7. Convocar a reuniones a los Miembros del COES para el análisis de fallas de los eventos más resaltantes del sistema, cuyos resultados serán comu- nicados a OSINERG dentro de los plazos establecidos por la NTCSE. 4.1.8. Programar y evaluar el cumplimiento de la asignación, la distribución y el uso óptimo de los recur- sos destinados para la reserva rotante del sistema o áreas responsables de los subsistemas aislados. 4.1.9. Está obligado a reconocer la referencia hora- ria establecida por el Coordinador utilizando el sistema de información de tipo satelital, y sincronizar esta referencia para la información de uso interno de la DOCOES y de las empresas Miembros del COES. 4.1.10. Elevar un informe ampliado y sustentado en relación al informe preliminar emitido por el Coordina- dor, de los hecho que originen interrupciones de más del 5 por ciento (5%) de la demanda del sistema, al Minis- terio de Energía y Minas(la Dirección General de Elec- tricidad) y a OSINERG, dentro de las 48 horas de producido el evento. 4.1.11. Establecer las tensiones de operación a ser controladas en barras del sistema de transmisión del SINAC, derivados de los estudios especializados que realiza la DPP. 4.1.12. Evaluar el trato equitativo y la calidad de servicio eléctrico que el Coordinador brinde a los clien- tes de los Miembros del COES del Sistema en general. 4.1.13. Establecer las prioridades y los procedimien- tos para controlar manualmente las tensiones de ba- rras del SINAC, previo estudio especializado. 4.1.14. Establecer de acuerdo con los Miembros del COES y el Coordinador el uso del código fonético inter- nacional, para comunicaciones verbales en medios al- ternativos de comunicación. 4.1.15. Establecer la secuencia de conexión y desco- nexión de líneas y los correspondientes procedimientos de coordinación entre el Coordinador y los Miembros del COES, previo estudio especializado.4.1.16. Incluir los programas de racionamiento en los Programas de Operación Anual, Mensual, Semanal y Diario, en caso se prevea déficit de oferta en el sistema, y verificar el cumplimiento con la información que el coordinador proporcione acerca de la ejecución de los mismos. 4.1.17. Pre-establecer los esquemas de rechazo au- tomático de carga antes del 30 de setiembre de cada año, o en fecha que la Autoridad determine. 4.1.18. Pre-establecer rechazos manuales de carga y/o desconexión de generadores u otros equipos para preservar la estabilidad y seguridad del sistema, basa- do en estudios del Sistema. 4.1.19. Informar de los casos de incumplimientos y trasgresiones de las normas NTCSE y NTOTR a OSI- NERG y la DGE. 4.1.20. Establecer la forma y plazos en que los titulares de generación, redes de transmisión, redes de distribución y clientes libres deben presentar la in- formación técnica en tiempo diferido. 4.1.21. Solicitar a través del Coordinador la forma en que los titulares de generación, redes de transmi- sión, redes de distribución y clientes libres deben pre- sentar la información en tiempo real y diferido, reque- rida para el cumplimiento de sus funciones. 4.1.22. Desarrollar los estudios eléctricos que ga- ranticen la seguridad, calidad y economía de la opera- ción. 4.1.23. Revisar y aprobar los estudios de operativi- dad de las instalaciones existentes o nuevas del Siste- ma, que son necesarios para garantizar la confiabilidad y operatividad del Sistema. 4.1.24. Evaluar los reclamos que hubiere a la repro- gramación de la operación del sistema y a las disposicio- nes operativas del Coordinador. 4.1.25. Realizar estudios para definir el plan de restablecimiento del Sistema. 4.2. Del Coordinador 4.2.1. Coordinar la operación en tiempo real del sistema, a que se refiere el Articulo 92º del Reglamento, e informar permanentemente al Director de Operacio- nes. La actividad de coordinación se desarrolla las 24 horas de todos los días del año. 4.2.2. Disponer en todo momento de un Ingeniero Coordinador de turno, encargado de ejecutar la opera- ción en tiempo real de las instalaciones del sistema en coordinación con los Miembros del COES. El Coordina- dor debe suministrar, oportunamente a la DOCOES, toda la información que ésta requiera para evaluar, programar o reprogramar la operación del sistema. Asimismo, está obligado a poner a disposición de la DOCOES, en tiempo real, la información relacionada con la operación del sistema que se le solicite. 4.2.3. Para la transferencia de información de tiem- po real con la DOCOES, proporcionar los puertos de comunicación necesarios dentro de sus instalaciones. 4.2.4. Proporcionar a la DOCOES y a los Miembros del COES el acceso a la siguiente información: aEl despacho real de las unidades de generación: potencia activa y reactiva. bLos costos marginales, costos diarios de opera- ción/racionamiento del sistema. cLas perturbaciones ocurridas dLas horas de salida y reconexión de equipos por mantenimiento/falla. eLas horas de orden de arranque/parada y las de ingreso/salida de unidades. fLas disposiciones de la reprogramación de la operación del sistema. gLas disposiciones de regulación de tensión, fre- cuencia, etc. hEl registro de la frecuencia. iOtra información técnica adicional que sea re- querida por la DOCOES. 4.2.5. Elevar un informe preliminar de los hechos que origine interrupciones de suministro a más del 5 por ciento (5%) de la demanda del sistema al Ministerio de Energía y Minas, y al OSINERG, con copia a la DOCOES, dentro de las dos (2) horas de ocurrido el hecho. Este informe será ampliado y sustentado ante dichos organismos, por la DOCOES, dentro de las cuarenta y ocho (48) horas de producido el evento.