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Pág. 200694 NORMAS LEGALES Lima, sábado 31 de marzo de 2001 Emisores : Los integrantes del COES. Receptor : DPP. bEmisión del PDM. Reporte : Todos los días antes de las 14 horas, y de ser necesario a las 22 horas. Emisor : DPP. Receptores : Los integrantes del COES y Coordinador. 8. OTRAS CONSIDERACIONES ADICIONALES a. Los integrantes del COES podrán solicitar a la DPP la inclusión de los trabajos de mantenimiento que no hayan sido previamente considerados en los programas corres- pondientes, justificando la necesidad de su ejecución. b. Es facultad de la DPP aceptar la ejecución de estos trabajos, donde evaluarán los efectos de los manteni- mientos no programados, velando por la calidad, segu- ridad y economía de la operación del SINAC. c. Los integrantes del COES, los generadores no inte- grantes y demás integrantes del SINAC, podrán solicitar al Coordinador la inclusión en tiempo real de los trabajos de mantenimiento correctivo de emergencia, quienes co- municarán la justificación de la necesidad urgente de su ejecución y con copia del documento a la DPP. d. Los mantenimientos de equipo de transmisión que puedan ocasionar racionamientos a los clientes, tanto en el sistema principal como en el secundario deberán ser previamente acordados con su suministrador. 8.1. MODIFICACIONES AL PROGRAMA 8.1.1. Una vez aprobado un Programa de Manteni- miento por la DOCOES, éste no será modificado hasta la próxima actualización. 8.1.2. Nuevas solicitudes podrán ser consideradas en los programas de menor horizonte temporal siguien- te, luego de haberse considerado los mantenimientos ya programados y verificado las reservas de potencia ade- cuada, así como la calidad, seguridad y economía de la operación del SINAC. 8.2. LOS CONFLICTOS Y SUS SOLUCIONES 8.2.1. En caso de conflictos de mantenimiento pre- ventivo coincidentes, se tendrá la siguiente prioridad para su ejecución: aPrograma de Mantenimiento Anual. bPrograma de Mantenimiento Mensual. cPrograma de Mantenimiento Semanal. dPrograma de Mantenimiento Diario. 8.2.2. En caso de tenerse igualdad de precedencia, la prioridad será acordada por la DOCOES, considerando el sustento técnico de las empresas. Esta prioridad será determinada por la DPP en caso de tratarse de trabajos de urgencia que exijan decisiones inmediatas 8.2.3. No se programarán mantenimientos simultá- neos de unidades generadoras que conlleven a la dismi- nución de la reserva no sincronizada a valores menores al 10% de la demanda activa total del sistema o subsis- temas, salvo que sea inevitable sobrepasar el porcenta- je indicado, para lo cual el integrante del COES susten- tará la necesidad de la Programación del Mantenimien- to a la DPP del SINAC. 8.3. MANIOBRAS NECESARIAS De ser necesarias desconexiones y conexiones de unidades generadoras y equipos de transmisión por Mantenimiento Programado se programarán de acuer- do al Procedimiento de Operación del COES y Procedi- mientos interempresas vigentes. PROCEDIMIENTO Nº 13 DETERMINACION DE LA ENERGIA FIRME DE LAS UNIDADES GENERADORAS DE LAS EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES 1. OBJETIVO Determinación de la Energía Firme de las centrales generadoras de las empresas integrantes del COES y de su suma total.2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley Nº 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 41º. Inciso d). 2.2. Decreto Supremo Nº 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 103º) 3. DEFINICION Energía Firme : Es la máxima producción esperada de energía eléctrica en condiciones de hidrología seca para las unidades de generación hidroeléctrica y de indisponibilidad esperada para las unidades de genera- ción térmica. 4. RESPONSABLE División de Estudios y Desarrollo. 5. PERIODICIDAD DE CALCULO Anual. 6. VIGENCIA Anual (Enero - Diciembre). 7. DATOS BASE Serán proporcionados por las Empresas Integrantes antes del 31 de octubre. 7.1. Para las centrales hidráulicas: Potencia efectiva determinada con el procedimiento COES correspondiente, caudal(es) máximo(s) turbinable(s) de la(s) central(es), mantenimientos pro- gramados de las unidades y elementos hidráulicos conexos, índices de indisponibilidad fortuita mensual, caudales naturales mensuales para la probabilidad de excedencia que fija el Reglamento, capacidad útil máxi- ma de los embalses a considerar, requerimientos de agua para riego y/o agua potable, capacidades de túne- les, canales, y otros. 7.2. Para las centrales térmicas: Potencia efectiva de la(s) unidad(es) determinada con el procedimiento COES correspondiente, manteni- mientos programados de la(s) unidad(es), índices de indisponibilidad fortuita mensual de la(s) unidad(es). 7.3. Para los nuevos proyectos: Se deberá tener la información equivalente a la solicitada para las unidades existentes y deberá ser proporcionada por las empresas propietarias. 8. PROCEDIMIENTO DE CALCULO 8.1. CENTRALES HIDRAULICAS La Energía Firme esta conformada por los aportes de los caudales naturales de pasada de la cuenca entre el (los) embalse(s) y la(s) central(es), y por los aportes debidos a la(s) descarga(s) del (los) embalse(s). Para la determinación de la energía anual se seguirá el siguiente proceso: 8.1.1. Para la probabilidad de excedencia mensual que fija el Reglamento se determina los caudales natu- rales afluentes al embalse y los caudales naturales de pasada de la cuenca considerada, de la serie hidrológica disponible (la utilizada en la última Fijación Tarifaria). 8.1.2. Se determina el volumen útil inicial del año de los embalses estacionales como el promedio de los volúmenes útiles históricos de inicio del año de la serie hidrológica disponible. En caso que la cantidad de volúmenes históricos disponibles sea inferior a la can- tidad de años de la serie hidrológica disponible, para los años con información faltante el volumen medio del embalse (50% de capacidad útil) será el volumen inicial del año. 8.1.3. Se procede a simular para los doce meses del año la operación de la(s) central(es); teniendo como objetivo maximizar su generación acumulada y consi- derando lo siguiente: