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Pág. 200680 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 4.3.6. A través de sus respectivos CC, son responsa- bles de la seguridad de las personas y de sus instalacio- nes. 4.3.7. La información de las restricciones operativas o cambios en la disponibilidad que afecten a la opera- ción presente o futura, será proporcionada al Coordina- dor y a la DPP de preferencia por medios electrónicos, vía fax, teléfono u otros análogos. 4.3.8. A través de su respectivo CC, emitir y enviar los IDCC de sus correspondientes empresas, a la DPP y al Coordinador dentro de los plazos establecidos en el PR-Nº 05. 4.3.9. Mantener actualizados los Manuales de Ins- trucciones de "Operación" correspondientes para el proceso de maniobras y la conexión o desconexión de circuitos del sistema, remitiéndolo a la DOCOES para su aprobación. 4.3.10. Los titulares de redes de distribución y los clientes libres presentarán al Coordinador, en tiempo real y, en la forma que éste lo establezca, la información sobre la operación de sus instalaciones que el Coordina- dor considere que puedan afectar la calidad del servicio o la seguridad del sistema. 4.3.11. Para llevar a cabo la transferencia de infor- mación a que se refiere esta acción, los Miembros del COES del sistema deben enlazar sus respectivos Cen- tros de Control, a través de un sistema de comunicacio- nes confiable y compatible con el del Coordinador, adaptándose a su protocolo de comunicaciones. 4.3.12. Dirigir, por disposición del Coordinador o por cuenta propia (dependiendo de la circunstancia y mag- nitud de la perturbación), el restablecimiento del sumi- nistro eléctrico de su subsistema o área, luego de producida una perturbación, e informará al Coordina- dor y a la DPP de las coordinaciones y acciones tomadas, que permitan el análisis de fallas. Los datos que deben contener entre otros es la relación de la actuación de los sistemas de protección, señalizaciones, oscilogramas, actuación de los equipos de maniobras, valor de los parámetros de control pre y post falla, etc. 4.3.13. Contar con los recursos para operar sus instalaciones e intercambiar información con el Coordi- nador. Para la transferencia de información en tiempo real sus Centros de Control deben enlazarse, a través de un sistema de comunicaciones confiable y compatible con el del Coordinador, adaptándose a su protocolo de comunicaciones. 4.3.14. Presentar a la DPP con copia al Coordinador, la información técnica en tiempo diferido, de acuerdo a la forma y plazos establecidos por los Procedimientos, incluyendo los cambios previstos. 4.3.15. Presentar la información operativa de sus instalaciones en tiempo real al Coordinador de acuerdo a la forma establecida por la NTOTR. 4.3.16. Utilizar la referencia horaria del Coordina- dor para el registro de eventos y actividades vinculadas con la operación en tiempo real. 4.3.17. Supervisar que sus equipos operen dentro de los límites de carga declarados al COES y al Coordina- dor; en caso contrario los Miembros del COES deberán informar al Coordinador inmediatamente sobre estas desviaciones. En cada caso informará la sobrecarga admisible y el tiempo máximo admitido. 4.3.18. Los niveles de tensión de las barras de distribución serán regulados por sus respectivos titula- res. 4.3.19. En la operación en tiempo real, suministrar la potencia reactiva solicitada a despachar por el Coor- dinador, considerando los límites operativos de sus instalaciones. 4.3.20. Los Miembros del COES de generación regu- larán la frecuencia del sistema dentro de los márgenes permitidos por las normas NTCSE y NTOTR, bajo las directivas del Coordinador. 4.3.21. Ejecutar las maniobras dispuestas y/o auto- rizadas por el Coordinador en tiempo real. 4.3.22. Verificar que la reprogramación de la opera- ción del sistema y las disposiciones operativas del Coordinador no vulneren las normas de seguridad, calidad, economía ni limiten la operación de sus equipos e instalaciones, en caso contrario deberán comunicar al Coordinador de inmediato para su corrección respecti- va. 4.3.23. Los Miembros del COES de generación co- municarán a sus clientes los programas de raciona-miento establecidos en los Programas de Operación Anual, Mensual, Semanal y Diario, en caso se prevea déficit de oferta. 4.3.24. Disponer e implementa los esquemas pre- establecidos por el COES para situaciones de rechazo automático de carga, antes del 31 de diciembre de cada año. 4.3.25. Elaborar el diagnóstico de las perturbaciones y presenta las observaciones mediante informe al Coor- dinador con copia a la DPP. 4.3.26. En caso se integren nuevas unidades al Sistema, éstas serán equipadas de sistemas de comuni- cación y control según lo requerido por la norma. 4.3.27. Informar los casos de incumplimiento de la norma por parte de los Miembros del COES y/o el Coordinador al OSINERG con copia a la DOCOES. 4.3.28. Aceptar la delegación de responsabilidad de coordinación, en caso así lo disponga el Coordinador, asumiendo las responsabilidades derivadas del cargo. Esta delegación quedará claramente registrada por el remitente y el receptor. 4.3.29. Los Miembros del COES, bajo su responsabi- lidad deben informar al Coordinador, previo a la ejecu- ción, las maniobras que signifiquen variaciones de generación o consumo que representen variaciones de la demanda mayores a 1%, posibles transgresiones a la NTCSE y maniobras en equipos de compensación reac- tiva. 5. PERIODICIDAD 5.1. El PDO (de ser el caso la actualización del PSO) será entregado antes de las 14.00 horas de cada día y, en caso necesario, un ajuste a dicho programa antes de las 22.00 horas, incluyendo el resultado de la operación del mismo día en horas de máxima demanda. Este programa comprende el período de 00.00 - 24.00 del día siguiente. 5.2. Es obligación de las empresas Miembros del COES, enviar permanentemente la información de la operación de sus instalaciones en Tiempo real al Coor- dinador, quien a su vez retransmitirá la información a la DPP. 5.3. El IDCC será emitido y enviado por cada uno de los CC de los Miembros del COES al Coordinador y a la DPP, a mas tardar a las 02.00 horas de cada día. 5.4. El IDCOS será emitido y enviado por el Coordi- nador a la DPP y a los CC de los Miembros del COES a mas tardar a las 06.00 horas de cada día. 5.5. El IEOD será emitido y enviado por la DPP a los Miembros del COES y al Coordinador, a más tardar a las 10.00 horas de cada día. 6. VIGENCIA Las 24 horas de todos los días del año. 7. INFORMACION REQUERIDA 7.1. Medios Correo Electrónico u otros medios magnéticos, vía fax ó teléfono en caso de desperfecto del medio electró- nico. 7.2. Requerimientos 7.2.1. Características generales del equipamiento del sistema de generación aLa potencia efectiva por unidad y consumo propio por central. bLa configuración de las subestaciones y redes que posean. cLas características técnicas de las unidades de generación, líneas, transformadores y equipos de medición. dLas características de los sistemas de protección y maniobras, incluido los rechazos de carga. eProgramas de generación y/o pronóstico de la demanda mensual de potencia y energía en cada barra de compra, para los próximos doce meses. fEl tiempo de arranque entre la parada fría y el sincronismo, el tiempo entre el sincronismo y la plena carga, el tiempo mínimo requerido entre la parada y el re-arranque para cada unidad de