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Pág. 200679 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 4.2.6. Supervisar y coordinar la operación en tiempo real del SINAC, siguiendo el PDO o su reprogramación e informa a la DPP su ejecución en los IDCOP. 4.2.7. Solicitar a la DPP de la DOCOES la reprogra- mación de la operación en tiempo real del SINAC. 4.2.8. Superar el cambio del estado de "ALERTA" al estado "NORMAL", mediante la adecuada utilización y restitución de la reserva rotante, reduciendo el riesgo de que el sistema pase al estado de "EMERGENCIA". 4.2.9. Disponer la operación de la(s) unidad(es) de reserva no sincronizada de emergencia, si las condicio- nes del sistema lo ameritan. 4.2.10. Adecuar la configuración del SINAC preser- vando la seguridad y calidad del servicio eléctrico, logrando minimizar los costos de operación y de racio- namiento. 4.2.11. Supervisar en tiempo real la reserva rotante asignada para RPF y RSF, la frecuencia, el perfil de tensiones, los flujos de potencia activa y reactiva, etc., en instalaciones y equipos vinculados al COES. 4.2.12. Registrar, evaluar y difundir la información de la operación en tiempo real. Por ejemplo: los cauda- les de operación, los niveles de los embalses de regula- ción para las centrales hidráulicas y el volumen de combustible almacenado para las centrales térmicas, etc. 4.2.13. Supervisar la ejecución de toda actividad que conlleve a un cambio de estado de los equipos y dispo- sitivos del sistema eléctrico vinculado al COES. 4.2.14. Dirigir en coordinación con los CC de los Miembros del COES, el restablecimiento del sistema luego de una perturbación e informa a la DPP las coordinaciones y acciones tomadas, que permitan el análisis de fallas. La referida debe contener entre otros: la relación de la actuación de los sistemas de protección, señalizaciones, oscilogramas, actuación de los equipos de maniobras, valores de los parámetros de control pre y post falla, entre otros. 4.2.15. Por razones de mantenimiento o falla en el sistema u otras causas justificadas, el Coordinador podrá delegar a un integrante, la coordinación de la operación en tiempo real de un área, por un período determinado, manteniendo la supervisión periódica. La delegación debe quedar claramente registrada por el emitente y los receptores (si son varias áreas de coordinación) y será comunicada oportunamente a la DPP. 4.2.16. En ausencia de la reprogramación elaborada por la DPP, reformular el programa de operación, considerando los criterios de seguridad, calidad y míni- mo costo operativo y de acuerdo a los procedimientos vigentes. 4.2.17. Mantener una adecuada comunicación con los CC de los Miembros del COES del sistema para conducir la operación durante las 24 horas del día y en cualquier circunstancia, a fin de preservar la seguridad y calidad del suministro eléctrico del SINAC. Por otro lado el Coordinador establecerá la referencia horaria para el registro de todos los eventos y actividades vinculados con la operación en tiempo real del sistema utilizando referencia de tiempo de tipo satelital (GPS). 4.2.18. La empresa o empresas en cuya representa- ción actúa el Coordinador, son pasibles de las sanciones a que hubiere lugar por el mal servicio y/o el incumpli- miento por parte del Coordinador, en aplicación de la ley, el reglamento, la norma y los procedimientos ope- rativos aprobados por el COES. Las sanciones a que hubiere lugar se ejecutarán de acuerdo a la NTOTR. 4.2.19. Establecer el detalle de la información en tiempo real de las señales de alarma de generadores, subestaciones, líneas, transformadores y equipos de compensación reactiva que le deben ser presentadas. 4.2.20. Informar las características técnicas del pro- tocolo de comunicación de su sistema SCADA para llevar a cabo la transferencia de información en tiempo real. 4.2.21. Evaluar cuándo se considera que un sistema de comunicaciones es confiable y compatible con el del Coordinador. 4.2.22. Disponer las medidas necesarias en caso de que las empresas Miembros del COES o algún otro Integrante del SINAC informen de sobrecargas de sus equipos. 4.2.23. Supervisar y controlar los niveles de tensión en barras de transmisión del SINAC.4.2.24. Disponer la puesta en servicio de las unida- des de generación de emergencia cuando la tensión está por debajo del 97,5% de la tensión de operación y el rechazo de carga para valores inferiores al 95%. 4.2.25. Instruir a los CC de generación las directivas para regular la frecuencia del sistema mediante la RPF y RSF. 4.2.26. Cuando las variaciones sostenidas de fre- cuencia exceden tolerancias, disponer las medidas co- rrectivas necesarias para mantener la frecuencia den- tro de las tolerancias establecidas. 4.2.27. Cuando el error acumulado de frecuencia excede la tolerancia de IVDF, establecer una estrategia de recuperación e implementarla. 4.2.28. Llevar el registro de la IVDF semanal, men- sual y anual. 4.2.29. Disponer la ejecución de maniobras que involucren equipos de generación y transmisión, así como aquellos de distribución o de clientes libres que considere necesarios. 4.2.30. Definir, en la ejecución del programa de operación la secuencia de maniobras en las instalacio- nes de los Miembros del COES, en coordinación con éstos y la DOCOES. 4.2.31. Evaluar los reclamos que hubiere a la repro- gramación de la operación del sistema y a las disposicio- nes operativas del Coordinador, pudiendo rechazarlas o aceptarlas. 4.2.32. Evaluar los déficit por desconexión intem- pestiva de equipos, variación de la demanda y/o los caudales respecto a la programación diaria, tomando las medidas correctivas correspondientes y coordinan- do la reprogramación de la operación con la DPP. 4.2.33. Supervisar el cumplimiento de los progra- mas de racionamiento incluidos en el Programa de Operación Diario, tomando las medidas necesarias e informando a la DOCOES de su ejecución. 4.2.34. Disponer las acciones necesarias para resta- blecer la operación del sistema a su estado normal, después de producida una perturbación. 4.2.35. Cuando sucede una falla general en el Siste- ma, aplicar el plan de restablecimiento del Sistema, en coordinación con los Miembros del COES. 4.2.36. Otorgar autonomía a los Miembros del COES para ejecutar maniobras, cuando las circunstancias lo justifiquen. 4.2.37. Elaborar el informe de perturbaciones, remi- tiéndolo a los Miembros del COES y a la DOCOES. 4.2.38. Informar los casos de incumplimiento y/o transgresiones a la norma al OSINERG con copia a la DOCOES. 4.2.39. El requerimiento de la presencia de la(s) unidad(es) no sincronizada(s) de emergencia podrá(n) ser utilizada(s) en los despachos en tiempo real para evitar el cambio de estado del sistema a situaciones de emergencia. 4.2.40. De estar en vigencia un modelo de programa- ción de cálculo multinodal y multiembalse, coordinar de acuerdo al orden de despacho establecido por él VAS para cada embalse. 4.2.41. Definir el plan de restablecimiento del Siste- ma, basado en estudios del sistema, elaborado por el COES. 4.3. De los Miembros del COES 4.3.1. En un sistema interconectado, todos los titu- lares de generación que operen conectados eléctrica- mente al sistema, así como los titulares de redes de transmisión, titulares de redes de distribución, los clientes libres del sistema, están obligados a operar sus instalaciones y a suministrar la información necesaria para coordinar la operación del sistema en la oportuni- dad, manera y forma que se señalan en la NTOTR. 4.3.2. Contar con un Centro de Control (CC) para la operación en tiempo real de sus instalaciones. 4.3.3. Cumplir con las disposiciones del Coordinador y disponer de los recursos humanos y materiales nece- sarios para operar físicamente sus instalaciones. 4.3.4. Los Miembros del COES, titulares de los sistemas principales de transmisión designan a su representante y éste al Jefe de Coordinación. 4.3.5. El CC de cada integrante, debe contar con una persona responsable de la operación, en calidad de Jefe nombrado ante el Coordinador.