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Pág. 200683 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 capacidad de cada unidad disponible en dicha zona o áreas del sistema. - Usar los equipos de compensación reactiva. - Redistribuir la generación de energía reactiva. - Usar la reserva fría hidráulica. - Usar la reserva fría térmica. - Conectar o desconectar líneas. - Conectar o desconectar cargas. - Efectuar rechazos de carga si fuera posible. 8.2.4. Operación en estado de recuperación El Coordinador procederá a las coordinaciones de las maniobras de normalización de la red de acuerdo a las siguientes fases: aFase de reconocimiento: Luego de ocurrida una falla severa, cada CC inicia las acciones de reconocimiento e identifica- ción del tipo de falla que ha provocado la inte- rrupción parcial o total de la red, basado en la determinación de los siguientes datos: a.1Configuración pre y post - falla El personal de turno de los CC registrará y recolectará la cronología, magnitud y probables causas de la ocurrencia de la(s) desconexión(es). A continuación procederán a recopilar la infor- mación del estado en que se encuentren sus equipos y la configuración pre y post falla, para confirmar la disponibilidad de los mismos e infor- mar al Coordinador de la operación. a.2Causa Probable Para determinar la causa probable, los CC reco- lectarán de las instalaciones que controlan, la siguiente información: a.2.1. Actuación de los sistemas de protección y aperturas de los interruptores. a.2.2. Señalizaciones y alarmas. a.2.3. Condiciones climáticas. a.3Indicaciones de los registradores y localizadores de fallas. a.4Probables causas de la falla (equipo, error huma- no, mal ajuste de la protección, calidad de mate- riales, falta o mal mantenimiento, condiciones atmosféricas, etc.) a.5Consecuencias Los CC, comunicarán al Coordinador la rela- ción de suministros afectados, información que se anotará en magnitud y duración (tiem- po estimado de la duración de la restricción del suministro) en el Libro de Ocurrencias. Asimismo la relación de las pérdidas y daños ocasionados a los equipos y/o instalaciones a consecuencia de la falla. a.6Evaluación de la falla y medidas adoptadas Con la información proporcionada por los CC, incluyendo las medidas tomadas, el Coordinador determinará lo siguiente: a.6.1. Tipo de falla (transitoria, permanente, etc.). a.6.2. Evaluación de la magnitud. (MW y MWh). a.6.3. Equipos afectados. a.6.4. Pronóstico de la causa de la falla y equipos comprometidos Una vez reconocida y aislada la falla, el Coordi- nador procederá a disponer con los CC, la reali- zación de la secuencia de maniobras de recupera- ción. En el proceso de recuperación los equipos proba- bles causantes de la falla serán evaluados antes de su energización. b.Fases del proceso de recuperación Después de la fase de reconocimiento, las accio- nes de recuperación pueden dividirse en dos fases:b.1Fase de autorrestablecimiento: Transcurrido un máximo de 15 minutos desde la ocurrencia de una falla y habiendo verificado la configuración actual del sistema, el CC responsa- ble de la(s) zona(s) afectada(s) iniciará las manio- bras de autorrestablecimiento. En esta fase, las acciones de recuperación previa- mente definidas, permitirán la recuperación de las zonas de autorrestablecimiento. Para que esta etapa se cumpla exitosamente, es necesario que en los CC de los Miembros del COES, existan "Manuales de Operación" detallados que brinden autonomía a los operadores para aplicarlos. En caso que la reposición del suministro eléctrico dependa de varias empresas, los CC responsa- bles coordinarán la normalización en función al manual de "Procedimientos Interempresas". b.2Fase coordinada: En esta fase de recuperación el Coordinador y CC deben dar continuidad al proceso, sincronizando las zonas de autorrestablecimiento y recuperan- do las cargas del resto del sistema. En el caso de encontrarse impedido para conti- nuar con el proceso principal de recuperación, en las zonas de autorrestablecimiento, los respecti- vos CC coordinarán la reformulación del proceso de restablecimiento de la operación del sistema. Conforme a lo estipulado en el Manual de Proce- dimiento de cada CC. Si las etapas de autorrestablecimiento se cum- plieron exitosamente, los CC del Sistema, bajo la directiva del Coordinador, sincronizarán y resta- blecerán el COES. 9. METODOLOGIA PARA LA OPERACION EN TIEMPO REAL Durante la ejecución de la operación en tiempo real, las actividades del Coordinador se limitarán a seguir el PDO o su Reprogramación, dando origen a los Despa- chos en tiempo real con la aplicación de las acciones correctivas del caso, para mantener el sistema en esta- do normal, pero expuestos permanentemente a la pre- sencia de las desviaciones significativas al programa tal como: - La desviación de la demanda que origina un cambio en el programa de operación. - La indisponibilidad forzada en el despacho econó- mico del sistema del equipo de una empresa integrante que altere la ejecución del programa diario de opera- ción. - 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 de pasa- da o con regulación diaria y semanal. - La variación de los niveles de tensión cuando se prevé exceder los límites permisibles considerados en la NTCSE o NTOTR. - Exceder el límite de capacidad de transporte de los sistemas de transmisión y de sus componentes princi- pales. - Indisponibilidad o restricción total o parcial del suministro de combustible para las plantas térmicas. - Variaciones de la frecuencia. El despacho económico en tiempo real será ejecuta- do por el Coordinador tal como se indica a continuación: 9.1. Por desviación de la demanda La demanda debe ser registrada en tiempo real o cuando menos cada media hora, y se comparará con la demanda programada en el PDO. Esto permitirá veri- ficar, cuantificar y determinar en lo posible la(s) causa(s) de la desviación 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 de frecuencia (RPF, RSF), el Coordinador dispondrá variar el despa- cho de generación considerando criterios de seguridad y calidad, teniendo en cuenta en lo posible, los procedi- mientos operativos del COES sobre la operación al mínimo costo total del SINAC.