nuevo procedimiento técnico del coes n° 09 coordinación de ... … · operación en tiempo real...

GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS

AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 361-2016-GRT

Nuevo Procedimiento Técnico del COES N° 09 “Coordinación de la

Operación en Tiempo Real del SEIN”

Análisis de la Subsanación de Observaciones

Lima, mayo de 2016

Osinergmin Informe Nº 361-2016-GRT

Publicación del Proyecto del nuevo Procedimiento Técnico del COES N° 09 Página 1

Resumen Ejecutivo

El 31 de agosto de 2015, el COES remitió a Osinergmin, mediante carta COES/D-399-2015, una propuesta del nuevo Procedimiento Técnico del COES N° 09 “Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN” (PR-09), con el respectivo Informe de Sustento Técnico y Legal.

De conformidad con el numeral 8.1 de la Guía, Osinergmin remitió al COES las observaciones a la propuesta del nuevo PR-09, mediante Oficio N° 982-2015-GART del 14 de octubre de 2015, otorgándole un plazo de veinticinco (25) días hábiles para subsanar las mismas, plazo que fue ampliado en cuarenta y cinco (45) días hábiles adicionales, a solicitud del COES, para subsanar las observaciones y permitir estas sean sometidas a la aprobación del directorio del COES. Luego se remitió observaciones complementarias mediante Oficio N° 209-2016-GRT del 10 de marzo de 2016, otorgándole un plazo de veinte (20) días hábiles para absolverlas, plazo que fue ampliado en diez (10) adicionales a solicitud del COES.

Con fecha, 21 de abril de 2016 el COES remitió a Osinergmin la subsanación de dichas observaciones, mediante la carta COES/D-416-2016.

Como resultado del análisis de la subsanación de observaciones, realizada por el COES, se han efectuado algunos ajustes a la propuesta del nuevo PR-09, entre los principales mencionamos:

Se modificó el numeral 1, dejando el numeral 1 para definir el objetivo e incluyendo el numeral 2 para establecer el alcance.

Se incorporó el título “PRODUCTOS”, en el cual se detalla los productos que se obtendrán en aplicación del PR-09, tales como el informe diario de Coordinación de la operación del sistema, reprograma de la operación diaria, informe preliminar de perturbación, entre otros.

Se incorporó los numerales 6.1.1, 6.1.3, 6.1.5, 6.1.6, del 6.1.14 al 6.1.23 en el ítem de obligaciones del COES.

Se incorporó los numerales 7.6.3 al 7.6.5, desarrollando los estados de operación del SEIN, esto es, Estado Normal, Estado de Alerta, Estado de Emergencia y Estado de Restablecimiento.

Se incorporó el numeral 9, sobre el contenido y plazo de entrega de los PRODUCTOS.



INDICE

1. ANTECEDENTES ....................................................................................................... 3

2. ANÁLISIS DE LA SUBSANACIÓN DE OBSERVACIONES ....................................... 5

2.1 OBSERVACIONES INICIALES ................................................................................... 5 2.1.1 Observación General .............................................................................. 5 2.1.2 Observación Específica 1 ........................................................................ 5 2.1.3 Observación Específica 2 ........................................................................ 6 2.1.4 Observación Específica 3 ........................................................................ 9 2.1.5 Observación Específica 4 ...................................................................... 10 2.1.6 Observación Específica 5 ...................................................................... 11 2.1.7 Observación Específica 6 ...................................................................... 11 2.1.8 Observación Específica 7 ...................................................................... 12 2.1.9 Observación Específica 8 ...................................................................... 12 2.1.10 Observación Específica 9 ...................................................................... 13 2.2 OBSERVACIONES COMPLEMENTARIAS ................................................................. 14 2.2.1 Observación Complementaria 1 ............................................................ 14 2.2.2 Observación Complementaria 2 ............................................................ 15 2.2.3 Observación Complementaria 3 ............................................................ 16 2.2.4 Observación Complementaria 4 ............................................................ 17 2.2.5 Observación Complementaria 5 ............................................................ 17 2.2.6 Observación Complementaria 6 ............................................................ 18 2.2.7 Observación Complementaria 7 ............................................................ 19 2.2.8 Observación Complementaria 8 ............................................................ 20 2.2.9 Observación Complementaria 9 ............................................................ 23

3. CONCLUSIONES .......................................................................................................26

4. NUEVO PR-09 ............................................................................................................27



1. Antecedentes

La Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N° 28832) establece en el literal b) del artículo 13°, que entre las funciones de interés público que tiene el COES, se encuentra la de elaborar y/o modificar procedimientos en materia de operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo, para su aprobación por Osinergmin.

En concordancia a ello, mediante el Decreto Supremo Nº 027-2008-EM, se aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (Reglamento COES), cuyo Artículo 5°, numeral 5.1 detalla que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las propuestas de Procedimientos Técnicos en materia de operación del SEIN. Para tal efecto, en su numeral 5.2 se prevé que el COES debe contar con una “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” aprobada por Osinergmin, la cual incluirá, como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento.

A su vez, mediante Resolución Nº 476-2008-OS/CD, se aprobó la “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” (en adelante “Guía”), estableciéndose, entre otros, que la propuesta del COES puede estar referida a la aprobación de un nuevo Procedimiento Técnico, o la modificación de uno existente; y que el Directorio del COES aprobaría las propuestas elaboradas por su Dirección Ejecutiva, las mismas que podrán ser elaboradas por iniciativa propia del COES o a solicitud del Osinergmin, conforme a lo indicado en su Artículo 5°. Dicha Guía fue modificada mediante Resolución Nº 088-2011-OS/CD y mediante Resolución Nº 272-2014-OS/CD.

Asimismo, el numeral 6.1 del Artículo 6° de la Guía señala que la propuesta de Procedimiento Técnico debe estar dirigida a Osinergmin adjuntando los respectivos estudios económicos, técnicos y legales que sustenten su necesidad. El plazo de remisión de los procedimientos también ha sido regulado por la citada norma, disponiéndose en su Artículo 7° que sólo durante el mes de agosto, el Osinergmin recibirá las propuestas de Procedimientos Técnicos que se encuentren previstas en el Plan Anual; y excepcionalmente, cuando se justifique de forma sustentada, podrá admitirse propuestas en periodo distinto.

Por otro lado, mediante Resolución Ministerial Nº 143-2001-EM/VME, se aprobó el Procedimiento Nº 09 “Coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema Interconectado Nacional” (en adelante “Procedimiento Nº 09”), en el marco de la Ley



de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) y su Reglamento (en adelante “RLCE”).

El COES manifiesta que el Procedimiento N° 09 está centrado en los lineamientos generales a seguir para que los Integrantes del COES realicen los trabajos de mantenimiento en sus equipos, bajo la concepción de que el COES estaría conformado solo por Generadores y Transmisores, debido a que este procedimiento fue aprobado en el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, mas no incluye la nueva estructura y funciones del COES establecida mediante la Ley N° 28832. Por lo tanto, considera una modificación integral del citado procedimiento entre otros para, desarrollar y precisar el alcance de la función del COES como coordinador de la operación en tiempo real, definir el ámbito de aplicación del nuevo PR-09 y revisar que sus disposiciones guarden relación con este alcance, descartando las que no sean afines a su alcance o que correspondan a otros Procedimientos Técnicos e incluir y aclarar criterios técnicos necesarios para una eficiente coordinación de la operación en tiempo real del SEIN.

Por lo mencionado anteriormente, mediante carta COES/D-399-2015 del 31 de agosto de 2015, el COES remitió a Osinergmin una propuesta del nuevo Procedimiento Técnico del COES N° 09 “Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN” (PR-09). Luego, de conformidad con el numeral 8.1 de la Guía, Osinergmin remitió al COES las observaciones a la propuesta del nuevo PR-09, mediante Oficio N° 982-2015-GART del 14 de octubre de 2015, otorgándole un plazo de veinticinco (25) días hábiles para subsanar las mismas, plazo que fue ampliado en cuarenta y cinco (45) días hábiles adicionales, a solicitud del COES, para subsanar las observaciones y permitir estas sean sometidas a la aprobación del directorio del COES. Luego se remitió observaciones complementarias mediante Oficio N° 209-2016-GRT del 10 de marzo de 2016, otorgándole un plazo de veinte (20) días hábiles para absolverlas, plazo que fue ampliado en diez (10) adicionales a solicitud del COES.

Con fecha, 21 de abril de 2016 el COES remitió a Osinergmin la subsanación de dichas observaciones, mediante la carta COES/D-416-2016.

Cabe señalar que, el 24 de mayo de 2016, la División de Supervisión Eléctrica remitió a la División de Generación y Transmisión de la Gerencia de Regulación de Tarifas, el Informe Técnico N° DSE-UGSEIN-146-2016 que contiene su análisis de la subsanación de observaciones realizado por el COES, el mismo que ha sido tomado en consideración en la elaboración del presente informe.



2. Análisis de la Subsanación de Observaciones

2.1 Observaciones iniciales

2.1.1 Observación General

El Procedimiento Técnico debe ser estructurado con un lenguaje simple, para su claro entendimiento y correcta aplicación por parte de los Integrantes. Si bien, se tratan de disposiciones de índole técnico, debe obviarse, en su caso, la redacción enrevesada, la multiplicidad de referencias, la utilización de términos distintos para un mismo concepto a lo largo del propio PR-COES o de otros PR-COES.

Asimismo, el contenido del PR-COES, no debe desligarse del objetivo del PR-COES, ya que en caso, al desarrollarlo se evidencien nuevos objetivos, éstos deberán ser incluidos dentro del apartado correspondiente.

Respuesta del COES

En atención a lo observado, les solicitamos remitirse a la propuesta de PR-09 ajustada remitida mediante carta COES/D-036-2016.

Análisis de Osinergmin

Conforme con la respuesta del COES. Asimismo, cabe resaltar que el objetivo de la presente observación es la revisión integral del Procedimiento lo cual implica su revisión de forma y fondo que no hayan sido contemplados en su propuesta.

2.1.2 Observación Específica 1

Numeral 1

Es necesario precisar la importancia de que el COES y los Agentes del SEIN cumplan con criterios y procedimientos para que la coordinación de la operación del SEIN se realice con seguridad, calidad y economía. Se propone la siguiente redacción:

“1. OBJETIVO



Establecer los criterios y procedimientos que deben cumplir el COES y los Agentes del SEIN para coordinar la operación en tiempo real del SEIN manteniendo criterios de seguridad, calidad y economía.”

Respuesta del COES

Concordamos con la observación en el sentido de precisar la importancia de que el COES y los Agentes cumplan con lo establecido.

Se propone la siguiente redacción:

Establecer los criterios y lineamientos que el COES y los Agentes deben cumplir para la Operación en Tiempo Real del SEIN, manteniendo criterios de seguridad, calidad y economía.


Considerando que la nueva propuesta de redacción del objetivo del procedimiento efectuada por el COES no concuerda con la aceptación de la observación formulada debería ajustar la redacción del “objetivo”.

Por lo indicado, se mantiene la observación.


Numeral 2

Consideramos que debe incluirse en la aplicación del procedimiento no solo a equipos de generación y transmisión sino también a equipos de distribución y de usuarios libres cuando corresponda tomando en cuenta lo establecido en el numeral 5.3.1, 5.3.7, 6.4.4 y 1.2.3.d) de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas interconectados (NTCOTRSI), así como la definición de Sistemas de Transmisión establecida en el Reglamento de Transmisión. De los cuales se desprende que el COES también tiene responsabilidad para realizar la coordinación de la operación del SEIN en niveles de tensión inferior a 100 kV.

Conforme a lo establecido en el numeral 5.3.1 de la NTCOTRSI se aprecia que el COES es responsable de la ejecución de toda maniobra que involucre equipos de generación y transmisión sin restricción por niveles de tensión (solo acotado por la definición de sistema de transmisión), y para el caso de equipos e instalaciones de Distribuidores y Usuarios Libres el COES solo coordinará las maniobras de sus instalaciones con tensión igual o superior a 100 kV.

El Alcance del procedimiento es el marco dentro del cual se desarrollan todas las funciones y obligaciones del COES y los Agentes, por ello es necesario delimitarlo de manera clara y coherente con el marco normativo eléctrico. Por lo indicado, consideramos que los alcances del procedimiento debería contener por lo menos a:

Los equipos e instalaciones de transmisión del SEIN excepto los equipos e instalaciones de transmisión de propiedad de los Usuarios Libres y Distribuidores de tensión menor que 100 kV.

Las centrales o unidades de generación e instalaciones asociadas que se encuentren en Operación Comercial.

Instalaciones que a criterio del COES resulten de importancia fundamental para el mantenimiento de la Seguridad y calidad del SEIN. El COES establecerá la relación de estos equipos y los publicará en su portal de Internet.

Para el caso de los titulares de equipos nuevos o repotenciados comprendidos en los literales previos, adicionalmente deberán cumplir lo establecido en el Procedimiento



Técnico del COES N° 20 “Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN” (PR-20), en lo que les sea aplicable.

Respuesta del COES

En la propuesta de modificación del PR-09 alcanzada con la carta COES/D-036-2016, se eliminó el numeral Alcance. Tal como se sustentó en dicha oportunidad, en el numeral de Obligaciones se presenta la misma información indicada en el Alcance por lo que su repetición resulta ineficiente.

Respecto al fondo de la observación, no concordamos con lo manifestado por Osinergmin y, por el contrario, reafirmamos nuestro sustento expresado en el documento Sustento Técnico – Legal remitido a Osinergmin en conjunto con la propuesta de modificación del PR-09:

“La función de coordinación del COES está destinada a posibilitar que la energía se transmita en condiciones de seguridad y calidad, desde los centros de producción hasta los grandes centros de consumo, para lo cual, el COES coordina la operación de la red de transmisión y las instalaciones de generación, no teniendo competencia para efectuar la coordinación de las redes de distribución, la cual es de exclusiva responsabilidad de los Distribuidores1.

La referida función operativa del COES de coordinar la operación en tiempo real del SEIN, está establecida en el literal c) del Artículo 14° de la Ley 28832, y se enmarca dentro de la NTCOTRSI2, pues, como señala esta última norma, su objetivo es establecer las obligaciones del Coordinador de la operación en tiempo real (ahora, COES) y de los Integrantes del SEIN con relación a los procedimientos de operación en tiempo real.

La NTCOTRSI menciona específicamente en su acápite 1.2.3 d), que el COES tiene por función el “Coordinar y supervisar la ejecución de las actividades que conlleven a un cambio del estado operativo de los equipos y dispositivos de los Integrantes del Sistema en instalaciones de niveles de tensión igual o superior a 100 kV. Los Integrantes del Sistema están autorizados a coordinar directamente las maniobras en instalaciones de niveles de tensión inferior a 100 kV. En casos excepcionales, el Coordinador puede ampliar los alcances de sus funciones a otras instalaciones de menores niveles de tensión que a su criterio afecten la calidad o seguridad del Sistema;”

Asimismo, el acápite 5.1.1 a) de la NTCOTRSI establece que la operación en tiempo real del Sistema incluye la “supervisión y control del suministro de electricidad a las empresas distribuidoras y a los clientes libres conforme al numeral 1.2.3 d, resguardando la calidad del servicio y seguridad del Sistema”.

Y el numeral 6.4.2 de la NTCOTRSI establece que, “considerando las orientaciones dadas por el Coordinador, los niveles de tensión en las barras de los sistemas de distribución y de clientes libres serán regulados directamente por sus titulares, para lo cual deberán instalar los equipos necesarios”.

Las disposiciones anteriormente citadas otorgan la responsabilidad al COES de coordinar en tiempo real el Sistema, enmarcado a la red de transmisión de nivel de tensión mayor a 100 kV, la cual constituye el sistema que se extiende desde los centros de generación hasta la frontera con las distribuidoras y clientes libres, asegurando así su suministro de electricidad. Además, la competencia del COES se

1 Cabe precisar que, si bien durante la operación en tiempo real del SEIN, el COES puede disponer la reducción de carga de Distribuidores o Usuarios Libres, dichas disposiciones se deben a razones de seguridad del SEIN y se producen de manera excepcional, lo cual no implica que se coordine su operación, pues ésta es de su entera responsabilidad.

2 Aprobada mediante Resolución Directoral N° 014-2005-EM-DGE.



puede ampliar a otros niveles de tensión cuando a criterio del mismo, se afecte la calidad o seguridad del sistema que está bajo su responsabilidad. La excepción antes mencionada es pertinente en los siguientes casos:

Cuando problemas (seguridad y/o calidad) que se susciten en redes de

tensión menor a 100 kV podrían escalar y afectar las redes de tensión mayor

a 100 kV (ámbito del COES). En este caso, el COES podrá actuar en las

redes de tensión menor a 100 kV y tomar medidas que permitan mitigar la

situación presentada.

Problemas (seguridad y/o calidad) que se susciten en redes de tensión mayor

a 100 kV podrían tener solución a través de maniobras de equipos en redes

de tensión menor a 100 kV. En este caso el COES podrá coordinar en las

redes de tensión menor a 100 kV acciones o maniobras que permitan mitigar

o resolver la situación presentada.”

Por lo anterior, resulta evidente que la responsabilidad del COES de coordinar y hacer seguimiento en tiempo real la operación del SEIN se enmarca en el sistema de redes de tensión mayor a 100 kV, en el sentido en que, inclusive puede actuar en redes de tensión menor con la finalidad de salvaguardar al sistema que es de su competencia (red de tensión mayor a 100 kV).

Asimismo, se desprende de los enunciados antes mencionados, que el Distribuidor es responsable de la operación de sus instalaciones y que el control de la tensión en áreas de distribución y de clientes libres es responsabilidad directa de sus titulares, para lo cual recibirá orientaciones del COES, cuando corresponda. Es decir, es obligación y responsabilidad de los Agentes supervisar y controlar la operación en las áreas de su competencia, coordinando con el COES las acciones pertinentes. Por lo tanto, en las redes de tensión menores a 100 kV y mayores a 30 kV, el COES ejerce orientación a los titulares de las mismas, a su solicitud.


Debe incluirse en la aplicación del procedimiento no solo a equipos de generación y transmisión sino también a equipos de distribución y de usuarios libres cuando corresponda tomando en cuenta lo establecido en el numeral 5.3.1, 5.3.7, 6.4.4, 6.4.5 y 1.2.3.d) de la NTCOTRSI, así como la definición de Sistema de Transmisión establecida en el Reglamento de Transmisión. De los cuales se desprende que el COES también tiene responsabilidad para realizar la coordinación de la operación del SEIN en niveles de tensión inferior a 100 kV.

Conforme a lo establecido en el numeral 5.3.1 de la NTCOTRSI se aprecia que el COES es responsable de la ejecución de toda maniobra que involucre equipos de generación y transmisión sin restricción por niveles de tensión (solo acotado por la definición de sistema de transmisión), y para el caso de equipos e instalaciones de Distribuidores y Usuarios Libres el COES solo coordinará las maniobras de sus instalaciones con tensión igual o superior a 100 KV.

El “Alcance” del procedimiento es el marco dentro del cual se desarrollan todas las funciones y obligaciones del COES y los Agentes, por ello es necesario delimitarlo de manera clara y coherente con el marco normativo eléctrico. Por lo indicado, consideramos que los alcances del procedimiento debería contener por lo menos a:

- Los equipos e instalaciones de transmisión del SEIN excepto los equipos e instalaciones de transmisión de propiedad de los Usuarios Libres y Distribuidores de tensión menor que 100 kV.



- Las centrales o unidades de Generación e instalaciones asociadas que se encuentren en Operación Comercial.

- Instalaciones que a criterio del COES resulten de importancia fundamental para el mantenimiento de la Seguridad y calidad del SEIN. El COES establecerá la relación de estos equipos y los publicará en su portal de Internet.

Para el caso de los titulares de equipos nuevos o repotenciados comprendidos en los literales previos, adicionalmente deberán cumplir lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES N° 20 “Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN” (PR-20), en lo que les sea aplicable.”

Por lo indicado, se mantiene la observación relacionada al “Alcance” del procedimiento.


Numeral 6.1

Es necesario precisar las responsabilidades del COES para autorizar y coordinar las acciones de conexión o desconexión de Usuarios Libres, de acuerdo a las condiciones imperantes en el sistema estableciendo las situaciones excepcionales para que las coordinaciones se efectúen a través de sus suministradores.

Respuesta del COES

Tal como se señala en el numeral 4.1.1 de la Propuesta de PR-09, el COES es responsable de efectuar las labores asociadas a la Operación en Tiempo Real, en esta definición está contenida la coordinación de los programas de operación (inclusive el de rechazo manual de carga). Para el corte del suministro a un Usuario Libre, el COES emite esta disposición directamente al mismo usuario o a través del suministrador correspondiente; ello dependerá de las facilidades que se presente en la operación en tiempo real.

En los casos que el Sistema se encuentra en emergencia, alerta o restablecimiento, es ineficiente e ineficaz que el COES coordine con cada Usuario Libre, debido a la premura de la situación; en tales casos coordina con los distribuidores o suministradores para efectuar acciones inmediatas que permitan al sistema volver a su estado normal.

En este orden de ideas, y en concordancia con lo dispuesto por el Procedimiento Técnico COES N° 16 “Racionamiento por Déficit de Oferta”, es claro que el COES se encarga de determinar la carga a ser racionada en el SEIN, mientras que los Agentes son los encargados de verificar los circuitos a ser interrumpidos en la ejecución del programa de rechazos, considerando que no podrán efectuar corte alguno al suministro eléctrico de Usuarios Libres de otros suministradores, sin autorización del COES.

Considerando lo anterior, el COES no podría ser responsable de coordinar directamente las acciones de conexión o desconexión de Usuarios Libres en todos los casos.

De manera adicional, resulta oportuno señalar que las acciones conducentes a ejecutar el Programa de Rechazos de Carga debería ser supervisado por el Osinergmin en virtud al Procedimiento para Fijar las Condiciones de Uso y Acceso Libre a los Sistemas de Transmisión y Distribución Eléctrica, en la medida que en este procedimiento se regula la actuación de las empresas distribuidoras frente a las disposiciones dictadas por el COES para la ejecución de tales rechazos. En buena cuenta, esta norma dispone que el suministrador de energía, cuando preste servicios



de transporte, no utilice esta condición en detrimento de otros suministradores de energía.


Pese a que el COES admite ser responsable de coordinar directamente las acciones de conexión o desconexión de Usuarios Libres es posible conforme lo establece el PR-16 que en situaciones excepcionales esta coordinación lo efectúe a través de los suministradores de los Usuarios Libres.

Lo indicado no ha sido plasmado por el COES en la propuesta de modificación del procedimiento.



Numeral 6

En el Numeral 6 referido a las Responsabilidades del COES y de los Agentes así como en otras partes del procedimiento su contenido no se está ajustando a la propuesta de Alcance del PR-09

Es importante que las responsabilidades del COES y de los Agentes guarden relación con los Alcances del procedimiento así como con lo establecido en la NTCOTRSI.

Por ejemplo, la supervisión de la operación en tiempo real de diversas variables hidráulicas o variables asociadas al combustible almacenado en las centrales termoeléctricas no solamente está asociada a la necesidad de realizar programas o reprogramas de operación. El monitoreo respectivo es una tarea inherente a la coordinación de la operación en tiempo real del COES y para ello inclusive cuenta con información en tiempo real.

Respuesta del COES

La supervisión de variables hidráulicas y de volumen de combustible está prevista como actividad asociada al Programa Diario de Operación (PDO) y su reprogramación, en ese sentido, el Procedimiento Técnico N°6 “Reprogramación de la Operación Diaria” en su numeral 6.1 indica que cada 3 horas, el COES hace seguimiento de estas variables en la Operación en Tiempo Real con la información que el Agente está obligado a remitir.

En cambio, la Propuesta del PR-09 se enfoca a las actividades asociadas al estado de operación del SEIN, es decir, al análisis eléctrico del Sistema. En ese sentido, el Alcance se condice con el cuerpo del procedimiento.


La supervisión de la operación en tiempo real de diversas variables hidráulicas o variables asociadas al combustible almacenado en las centrales termoeléctricas no solamente está asociada a la necesidad de realizar programas o reprogramas de operación. El monitoreo respectivo es una tarea inherente a la coordinación de la operación en tiempo real del COES y para ello inclusive cuenta con información en tiempo real.

Por otro lado el numeral 6.1 del procedimiento no se ha adecuado a las observaciones efectuadas al alcance del procedimiento.





Numerales 7.1.1. y 7.1.2

Considerando que las restricciones temporales son informadas al COES en tiempo real, estas deben ser de naturaleza imprevista, porque de lo contrario el Agente las debió haber informado antes. En tal sentido, las restricciones temporales no deberían poder justificarse en el cumplimiento de obligaciones ambientales u otra derivada del marco legal vigente, ya que de dichas obligaciones mayormente se derivan restricciones previsibles. Por otro lado, ambas causales son tan amplias que podrían ser usadas por los Agentes para solicitar cualquier restricción temporal en tiempo real. Por lo que, consideramos que la comunicación de restricciones temporales en tiempo real, solo deberían justificarse en la seguridad del equipo y/o de las personas. Así mismo consideramos que el COES debe delimitar lo que denomina como “restricciones temporales”.

Respuesta del COES

Concordamos con la idea de limitar las posibilidades de que los Agentes se aparten del PDO o RDO en tiempo real, sin embargo consideramos importante que se consideren las causales ambientales u otras derivadas del marco legal vigente a pesar de que ellas posiblemente tengan una naturaleza previsible. Por ejemplo, las restricciones de caudales para Lima se adecúan en tiempo real según lo requerido por la empresa de agua SEDAPAL.

La importancia radica en que éstas podrían tener efectos sobre terceros, lo que agravaría su incumplimiento; además tal como se ha propuesto, la autoridad competente tendría conocimiento de las restricciones temporales, quien podrá fiscalizarlas.


El COES no ha cumplido con delimitar lo que denomina “restricciones temporales”. Consideramos que la comunicación de restricciones temporales en tiempo real, solo debería justificarse en la seguridad del equipo y/o de las personas.



Numeral 7.1.3

Es conveniente aclarar, la causa por la cual se seleccionan las unidades de generación simplemente considerando el ranking de Costos Variables y no mediante un despacho económico. También sería recomendable precisar, que no resulta necesario considerar los costos asociados al arranque y parada de las unidades, ya que las unidades involucradas en este caso son las de arranque rápido para dar respuesta en tiempo y forma, como es la situación de las Turbo Gas y Grupos Diesel, donde particularmente estos costos no resultan significativos comparados con los Costos Variables de Operación.

Las causales para operar las centrales termoeléctricas utilizando solo el ranking de costos variables puede ser mal utilizada en situaciones que no corresponde, por ello es necesario acotarlo solo a aquellas situaciones que vulneran la seguridad operativa (o del suministro) de algún área del SEIN y el COES brinde la respectiva justificación de la operación alejada del despacho económico.

Respuesta del COES

Tal como se señala, en la operación en tiempo real se presentan imprevistos que conllevan a una situación del SEIN en la cual las previsiones consideradas en el PDO



o RDO vigente, ya no son válidas. Esta nueva situación del SEIN puede ser riesgosa para su integridad o estabilidad y por lo tanto, el COES deberá tomar decisiones oportunas para mantener o recuperar el Estado Normal del SEIN.

Por ejemplo, luego de una desconexión imprevista de una central de generación, se requiere mantener el equilibrio del sistema, además de recuperar la carga interrumpida, para ello el COES deberá emitir oportunamente órdenes de arranque a algunas unidades de generación. A fin de que esta decisión preserve la economía del Sistema, se ha considerado que ella siga en lo posible el ranking de Costos Variables de las unidades de generación. En este ejemplo no se podría operar siguiendo el RDO dado que éste estaría desactualizado debido a pérdida de generación y emitir un nuevo RDO tomaría dos horas. Por lo tanto, en este periodo sólo sería factible seguir lo propuesto.

Cabe indicar que el ranking de Costos Variables no considera los costos de arranque ni parada, por lo que no resulta necesario aplicar la precisión recomendada.


Las causales para operar las centrales termoeléctricas utilizando solo el ranking de costos variables puede ser mal utilizado por el COES por ello es necesario acotarlo solo a aquellas condiciones que vulneren la seguridad operativa (o del suministro) de algún área del SEIN y el COES brinde la respectiva justificación de la operación alejada del despacho económico.



Numeral 7.4.2

En este caso convendría aclarar que la actuación del COES es fundamentalmente en el sentido de resguardar el adecuado funcionamiento del sistema, para intentar cumplir con la NTCSE, pero que se debiera informar de esta acción particular al Osinergmin, detallándolos incumplimientos de los agentes causantes de la situación anormal presentada, en el caso que los hubiere, para que el Osinergmin considere la aplicación de las penalidades que correspondan según la reglamentación vigente.

Es necesario que lo indicado en el numeral 7.4.2 se adecue a los alcances del procedimiento conforme a lo sustentado y analizado en la Observación Complementaria 2.

Respuesta del COES

Se atiende lo observado como sigue:

“7.4.2 Las tensiones de las barras (…) de los titulares de dichas redes eléctricas, efectuar éstos. Estos casos serán reportados en los informes diarios que el COES emite en aplicación del Procedimiento Técnico COES N° 05 “Evaluación del Cumplimiento del Programa Diario de Operación del Sistema Interconectado Nacional.”


La respuesta de COES no subsana la observación. Por lo indicado, se debe reiterar la observación.


Es necesario se adecue el PR-09 a los alcances del procedimiento que consta en la Observación 2 y a las observaciones a definiciones como por ejemplo de los “Procedimientos de Maniobras del COES” efectuadas como parte de las



observaciones de este procedimiento, del PR-12 y de la “Propuesta de Glosario de Abreviaturas y Definiciones de los Procedimientos Técnicos del COES”.

El COES ha realizado una propuesta de modificación integral del PR-09 habiéndose retirado diversos numerales del procedimiento sin expresar suficiente sustento excepto para casos puntuales como definiciones que no tienen vigencia.

Por ejemplo la definición de estado de operación de alerta propuesta no concuerda con la definición establecida en la NTCOTRSI

Respuesta del COES

La definición de “Procedimientos de Maniobras del COES” ya se encuentra contemplada dentro de la Propuesta de Glosario de Abreviaturas y Definiciones de los Procedimientos Técnicos del COES, por lo tanto, no corresponde efectuar alguna modificación a esta propuesta.

En el levantamiento de observaciones del PR-12 se aborda esta observación.

Análisis del Osinergmin



Se han realizado una propuesta de modificación integral del PR-09 habiéndose retirado diversos numerales del procedimiento sin expresar suficiente sustento para ello. En tal sentido es pertinente que el COES elabore el sustento necesario para el retiro o modificación más detallado de las modificaciones realizadas.

Por ejemplo la definición de estado de operación de alerta propuesta no concuerda con la definición establecida en la NTCOTRSI, asimismo no recoge criterios importantes establecidos en la referida norma como:

“8.2.2 El Coordinador es responsable de autorizar en el menor tiempo técnicamente posible, la ejecución de las maniobras de reposición de los equipos fallados, luego que el Integrante titular de los equipos, bajo responsabilidad, declara que están disponibles operativamente”.

“8.2.3 El Coordinador es responsable de disponer el arranque de la generación térmica local, en el menor tiempo técnicamente posible, cuando ésta permita reponer el servicio interrumpido debido a falla de un equipo y el Integrante del Sistema declara la indisponibilidad del mismo.”

Respuesta del COES

Tal como se mencionó en el Informe de Sustento Técnico – Legal que acompañó la propuesta de modificación del PR-09, se ha propuesto su modificación dado que se encuentra desactualizado respecto a la normatividad vigente:

- El PR-09 vigente, trata al Coordinador como el ente encargado de la operación en tiempo real del SEIN, mientras que el literal (c) del artículo 14° de la Ley 28832 establece como una función operativa del COES coordinar la operación en tiempo real del SEIN, por lo tanto la denominación “Coordinador” debe ser reemplazada por “COES” a fin de que la nomenclatura del procedimiento se adecue a la normativa vigente.

- El PR-09 hace referencia a departamentos de la organización del COES que actualmente no existen, por lo que, el documento es inaplicable al establecer obligaciones a sujetos que no participan de la estructura actual del COES.



- El PR-09 hace mención a un producto, el IDCOP, que no tiene vigencia y que ha sido reemplazado por el IDCOS.

- El PR-09 no considera como restricción por parte de los Agentes el cumplimiento de sus obligaciones ambientales.

Asimismo, existen conflictos con otros procedimientos:

- La periodicidad y los plazos establecidos en el Procedimiento Técnico del COES N° 5 “Evaluación del cumplimiento del Programa Diario de Operación del Sistema Interconectado Nacional” (PR-05) y en el Procedimiento Técnico del COES N° 6 “Reprogramación de la Operación Diaria” (PR-06) para la emisión y/o publicación de los informes IDCC de los Agentes, IDCOS e IEOD del COES, difieren a los establecidos en el PR-09 vigente. Por lo que, resulta necesario actualizar el PR-09.

- La periodicidad y los plazos establecidos en los procedimientos de programación de corto plazo para la emisión y/o publicación del programa diario de operación y semanal, difieren a los establecidos en el PR-09 vigente.

- El PR-09 actual aborda consideraciones necesarias para efectuar la reprogramación, permitiendo que el requerimiento de un reprograma sea discrecional al no establecer parámetros cuantificables que indiquen objetivamente la necesidad del mismo, tema que fue superado con la modificación del PR-06.

- Con respecto a la RPF y RSF, su uso y asignación no es coherente con lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES N° 21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia” (PR-21) y en el Procedimiento Técnico del COES N° 22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia” (PR-22) vigentes, los que desarrollan con detalle todos los aspectos de estos servicios; por lo que, corresponde actualizar el PR-09 en estos aspectos.

Respecto al ejemplo de la observación, la propuesta ha dado contenido a los dos párrafos citados, ya que “autorizar en el menor tiempo técnicamente posible” o “disponer el arranque de la generación térmica local, en el menor tiempo técnicamente posible”, son frases que no dan una pauta clara para la actuación del COES. En ese sentido, en la propuesta se indica “una vez estabilizado el SEIN, el COES en coordinación con los Centros de Control, iniciará el proceso de restablecimiento y recuperación de los suministros interrumpidos conforme al plan de restablecimiento vigente”, es decir el menor tiempo técnicamente posible pasa por primero estabilizar el SEIN, para luego iniciar el restablecimiento conforme al plan de restablecimiento, el cual es un documento elaborado por el COES como una guía de instructivos y hoja de ruta para disponer acciones certeras para el restablecimiento.



2.2 Observaciones Complementarias

2.2.1 Observación Complementaria 1

Numeral 1

Es necesario precisar la importancia de que el COES y los Agentes del SEIN cumplan con criterios y procedimientos para que la coordinación de la operación del



SEIN se realice con seguridad, calidad y economía. Se propone la siguiente redacción:

“1. OBJETIVO

Establecer los criterios y procedimientos que deben cumplir el COES y los Agentes del SEIN para coordinar la operación en tiempo real del SEIN manteniendo criterios de seguridad, calidad y economía.”

Nota: Se reiteró la Observación Específica 1 de las Observaciones Iniciales

Respuesta del COES

Con la propuesta de modificación del PR-09 alcanzada con la carta COES/D-036-2016 se atendió esta sugerencia.

Es preciso indicar que la definición del término “Operación en Tiempo Real” establecida en la NTCOTRSI se refiere a las tareas de coordinación, control, monitoreo y supervisión de la operación de un sistema interconectado, por lo que consideramos que el término “coordinar” utilizado en la sugerencia indicada por Osinergmin está contenido en la propuesta remitida.


De acuerdo en parte con la respuesta del COES. Por lo tanto, el numeral 1 quedará redactado de la siguiente manera:

“1. OBJETIVO

Establecer los criterios y lineamientos que el COES y los Agentes deben cumplir para coordinar la Operación en Tiempo Real del SEIN, manteniendo criterios de seguridad, calidad y economía.”


Numeral 2

Consideramos que debe incluirse en la aplicación del procedimiento no solo a equipos de generación y transmisión sino también a equipos de distribución y de usuarios libres cuando corresponda tomando en cuenta lo establecido en el numeral 5.3.1, 5.3.7, 6.4.4 y 1.2.3.d) de la NTCOTRSI, así como la definición de Sistemas de Transmisión establecida en el Reglamento de Transmisión. De los cuales se desprende que el COES también tiene responsabilidad para realizar la coordinación de la operación del SEIN en niveles de tensión inferior a 100 kV.

Conforme a lo establecido en el numeral 5.3.1 de la NTCOTRSI se aprecia que el COES es responsable de la ejecución de toda maniobra que involucre equipos de generación y transmisión sin restricción por niveles de tensión (solo acotado por la definición de sistema de transmisión), y para el caso de equipos e instalaciones de Distribuidores y Usuarios Libres el COES solo coordinará las maniobras de sus instalaciones con tensión igual o superior a 100 kV.

El Alcance del procedimiento es el marco dentro del cual se desarrollan todas las funciones y obligaciones del COES y los Agentes, por ello es necesario delimitarlo de manera clara y coherente con el marco normativo eléctrico. Por lo indicado, consideramos que los alcances del procedimiento debería contener por lo menos a:

Los equipos e instalaciones de transmisión del SEIN excepto los equipos e instalaciones de transmisión de propiedad de los Usuarios Libres y Distribuidores de tensión menor que 100 kV.

Las centrales o unidades de generación e instalaciones asociadas que se encuentren en Operación Comercial.



Instalaciones que a criterio del COES resulten de importancia fundamental para el mantenimiento de la Seguridad y calidad del SEIN. El COES establecerá la relación de estos equipos y los publicará en su portal de Internet.

Para el caso de los titulares de equipos nuevos o repotenciados comprendidos en los literales previos, adicionalmente deberán cumplir lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES N° 20 “Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN” (PR-20), en lo que les sea aplicable.


Respuesta del COES

Ver respuesta del COES a la Observación Específica 2, numeral 2.1.3 del informe.


Conforme a lo observado y el posterior análisis del Osinergmin de la respuesta del COES, cuyos argumentos mantiene, la absolución de la respectiva observación complementaria no es satisfactoria, además, no resulta apropiado fusionar el objetivo y el alcance del procedimiento.

El “Alcance” quedaría redactado conforme se indica continuación:

“2. ALCANCE

- Los equipos e instalaciones del sistema de transmisión del SEIN, excepto los de propiedad de Usuarios Libres y Distribuidores con tensiones menores a 100 kV.

- Las centrales o Unidades de Generación que se encuentren en Operación Comercial, así como sus instalaciones asociadas cuando estas afecten la producción o disponibilidad de la central o Unidad de Generación.

- Instalaciones que resulten de importancia fundamental para el mantenimiento de la Seguridad y calidad del SEIN.”


Numeral 6.1

Es necesario precisar las responsabilidades del COES para autorizar y coordinar las acciones de conexión o desconexión de Usuarios Libres, de acuerdo a las condiciones imperantes en el sistema estableciendo las situaciones excepcionales para que las coordinaciones se efectúen a través de sus suministradores.


Respuesta del COES

La ejecución de los programas de rechazo manual de carga, está abordada en el numeral 9.7 de la Propuesta de modificación del Procedimiento Técnico del COES N° 16 “Programas de Rechazo Manual de Carga”, en la cual se señala que el COES es responsable de emitir estos programas de rechazo manual de carga, mientras que los suministradores deben comunicar su cumplimiento a sus clientes regulados y libres. Por lo tanto, consideramos que este tema no debe considerarse en el nuevo PR-09.

Mientras que en los casos que el Sistema se encuentra en emergencia, alerta o restablecimiento, es ineficiente e ineficaz que el COES coordine con cada Usuario Libre, debido a la premura de la situación; en tales casos, el COES coordina con los distribuidores o suministradores para efectuar acciones inmediatas que permitan al sistema volver a su estado normal.



Dicho lo anterior, las situaciones excepcionales indicadas en la observación corresponden a la situación común o recurrente que se presenta en tiempo real por lo que considerarlo como situación excepcional sería contraproducente para la operación del SEIN.


De acuerdo con la respuesta del COES.


Numeral 6

En el Numeral 6 referido a las Responsabilidades del COES y de los Agentes así como en otras partes del procedimiento su contenido no se está ajustando a la propuesta de Alcance del Procedimiento Nº 09

Es importante que las responsabilidades del COES y de los Agentes guarden relación con los Alcances del procedimiento así como con lo establecido en la NTCOTRSI.

Por ejemplo, la supervisión de la operación en tiempo real de diversas variables hidráulicas o variables asociadas al combustible almacenado en las centrales termoeléctricas no solamente está asociada a la necesidad de realizar programas o reprogramas de operación. El monitoreo respectivo es una tarea inherente a la coordinación de la operación en tiempo real del COES y para ello inclusive cuenta con información en tiempo real.


Respuesta del COES

En la propuesta de modificación del PR-09 alcanzada con la carta COES/D-036-2016, se ajustó el numeral de Obligaciones para que éste exprese lo indicado en la respuesta a la Observación 2.

Tal como se había señalado en el Anexo 2 de la carta COES/D-036-2016, la supervisión de variables hidráulicas y de volumen de combustible está prevista como actividad asociada al PDO y su reprogramación, en ese sentido, el Procedimiento Técnico N°6 “Reprogramación de la Operación Diaria” en su numeral 6.1 indica que cada 3 horas, el COES hace seguimiento de estas variables en la Operación en Tiempo Real con la información que el Agente está obligado a remitir.

La actividad indicada en el párrafo anterior corresponde al monitoreo que efectúa el COES en la Operación en Tiempo Real. Además resultaría innecesario dado que la velocidad de cambio de estos parámetros es muy baja.


Conforme a lo observado y el posterior análisis del Osinergmin de la respuesta del COES, cuyos argumentos mantiene, la absolución de la respectiva observación complementaria no es satisfactoria. Se propondrán los cambios correspondientes en la propuesta de modificación del PR-09, conforme se indica a continuación:

“6.1.17 Supervisar en tiempo real las variables de las centrales eléctricas tales como: caudales de operación, los niveles de los embalses de regulación para las centrales hidráulicas y el volumen de combustible almacenado para las centrales térmicas, etc.”


Numerales 7.1.1. y 7.1.2



Considerando que las restricciones temporales son informadas al COES en tiempo real, estas deben ser de naturaleza imprevista, porque de lo contrario el Agente las debió haber informado antes. En tal sentido, las restricciones temporales no deberían poder justificarse en el cumplimiento de obligaciones ambientales u otra derivada del marco legal vigente, ya que de dichas obligaciones mayormente se derivan restricciones previsibles. Por otro lado, ambas causales son tan amplias que podrían ser usadas por los Agentes para solicitar cualquier restricción temporal en tiempo real. Por lo que, consideramos que la comunicación de restricciones temporales en tiempo real, solo deberían justificarse en la seguridad del equipo y/o de las personas. Así mismo consideramos que el COES debe delimitar lo que denomina como “restricciones temporales”.


Respuesta del COES

La idea de limitar los motivos que originan una restricción temporal en tiempo real aparentemente resultaría beneficiosa para el SEIN, sin embargo consideramos imprescindible que se consideren todas aquellas situaciones derivadas de hechos imprevistos que podrían tener efectos en la seguridad del equipo, de las personas, sobre terceros o por el cumplimientos de la normativa de lo contrario se podría concretar un daño, accidente u otra circunstancia no deseada.

Por ejemplo se pueden presentar imprevistos como la fuga de aceite en transformadores, o fuga de gas SF6 en instalaciones GIS, que obligarían a retirar de servicio las instalaciones; o el caso de cambios imprevistos en los requerimientos caudal asociados al uso del agua en agricultura o consumo humano que condicionan la producción de las centrales en la cuenca. Estos imprevistos no solo se relacionan a la seguridad de los equipos y personas sino al cumplimiento de obligaciones ambientales y legales.

En tal sentido, reiteramos nuestra propuesta.


De acuerdo con los argumentos del COES.


Numeral 7.1.3

Es conveniente aclarar, la causa por la cual se seleccionan las unidades de generación simplemente considerando el ranking de Costos Variables y no mediante un despacho económico. También sería recomendable precisar, que no resulta necesario considerar los costos asociados al arranque y parada de las unidades, ya que las unidades involucradas en este caso son las de arranque rápido para dar respuesta en tiempo y forma, como es la situación de las Turbo Gas y Grupos Diesel, donde particularmente estos costos no resultan significativos comparados con los Costos Variables de Operación.

Las causales para operar las centrales termoeléctricas utilizando solo el ranking de costos variables puede ser mal utilizada en situaciones que no corresponde, por ello es necesario acotarlo solo a aquellas situaciones que vulneran la seguridad operativa (o del suministro) de algún área del SEIN y el COES brinde la respectiva justificación de la operación alejada del despacho económico.




Respuesta del COES

La propuesta de modificación del PR-09 alcanzada con la carta COES/D-036-2016 aclara la causal por la cual el COES utilizaría el ranking de costos variables:

“Cuando se presenta alguna de las causales para la reprogramación de la operación diaria, establecidas en el numeral 6.2 del PR-06, el COES podrá disponer medidas apartadas del PDO o del último RDO, para mantener el Estado Normal hasta la emisión de un nuevo RDO. En estos casos podrá considerar el ranking de Costos Variables de las Unidades de Generación así como criterios de Seguridad para tomar las decisiones correspondientes.”

Es decir, cuando un programa o reprograma deja de ser válido para su aplicación, en el periodo de elaboración del siguiente reprograma, el COES utiliza transitoriamente un mecanismo alternativo a éste para el despacho económico de las Unidades de Generación. Justamente el utilizar este mecanismo da objetividad a la actuación del COES.


Parcialmente aceptable los argumentos del COES; sin embargo, las causales para operar las centrales termoeléctricas utilizando solo el ranking de costos variables deben acotarse únicamente a las condiciones que vulneren la seguridad operativa (o del suministro) de algún área del SEIN y el COES brinde la respectiva justificación de la operación alejada del despacho económico.

El respectivo numeral quedará redactado de la siguiente manera:

“7.1.3 Cuando se presenta alguna de las causales para la reprogramación de la operación diaria, establecidas en el PR-06 o se presenten condiciones que afecten la seguridad operativa de algún área operativa del SEIN, el COES podrá disponer medidas apartadas del PDO o del último RDO, para mantener el Estado Normal hasta la emisión de un nuevo RDO. En estos casos podrá considerar el ranking de Costos Variables de las Unidades de Generación así como criterios de Seguridad para tomar las decisiones correspondientes. El COES justificará la operación alejada del despacho económico.”


Numeral 7.4.2

En este caso convendría aclarar que la actuación del COES es fundamentalmente en el sentido de resguardar el adecuado funcionamiento del sistema, para intentar cumplir con la NTCSE, pero que se debiera informar de esta acción particular al Osinergmin, detallándolos incumplimientos de los agentes causantes de la situación anormal presentada, en el caso que los hubiere, para que el Osinergmin considere la aplicación de las penalidades que correspondan según la reglamentación vigente.

Es necesario que lo indicado en el numeral 7.4.2 se adecue a los alcances del procedimiento conforme a lo sustentado y analizado en la Observación Complementaria 2.


Respuesta del COES

Lo observado en el primer párrafo se atendió con la propuesta de modificación del PR-09 alcanzada con la carta COES/D-036-2016.

Respecto al segundo párrafo, ver respuesta del COES a la Observación Complementaria 2.




De acuerdo en parte con la respuesta del COES, por lo que el numeral 7.4.2 quedaría redactado como de la siguiente manera:

“7.4.2 Las tensiones de las barras de la red eléctrica interconectada con tensión menor a 100 kV de propiedad de los usuarios libres y distribuidores, son reguladas autónoma e independientemente y bajo responsabilidad de sus respectivos titulares, cumpliendo el estándar definido en la NTCSE, para lo cual ejecutarán acciones sobre sus equipos. Agotados sus recursos para el control de la tensión, coordinarán con el COES, mediante comunicación telefónica, para que cuando sea posible, el COES coordine acciones sobre equipos del SEIN que permitan retornar la tensión al estándar definido en la NTCSE o mitigar la situación. En estos casos, el COES no coordinará cortes de suministro que fueran requeridos, quedando a potestad de los titulares de dichas redes eléctricas, efectuar éstos. Estos casos serán reportados en el IDCOS y en los informes diarios que el COES emite en aplicación del Procedimiento Técnico del COES N° 05 “Evaluación del Cumplimiento del Programa Diario de Operación del Sistema Interconectado Nacional” (PR-05).


Es necesario se adecue el PR-09 a los alcances del procedimiento que consta en la Observación 2 y a las observaciones a definiciones como por ejemplo de los “Procedimientos de Maniobras del COES” efectuadas como parte de las observaciones de este procedimiento, del PR-12 y de la “Propuesta de Glosario de Abreviaturas y Definiciones de los Procedimientos Técnicos del COES”.

El COES ha realizado una propuesta de modificación integral del PR-09 habiéndose retirado diversos numerales del procedimiento sin expresar suficiente sustento excepto para casos puntuales como definiciones que no tienen vigencia.

Por ejemplo la definición de estado de operación de alerta propuesta no concuerda con la definición establecida en la NTCOTRSI.


Respuesta del COES

Consideramos que la propuesta de modificación del PR-09 se encuentra adaptada a la respuesta de la Observación 2. Asimismo el uso de términos que inician con una letra mayúscula es adecuado respecto a las definiciones contenidas en la propuesta de modificación del glosario de abreviaturas y definiciones.

Con relación al Estado de Alerta, la propuesta no pretende modificar la definición establecida en la NTCOTRSI, sino más bien, expresa valores de parámetros a fin de favorecer una identificación objetiva del Estado de Alerta para su aplicación en la Operación en Tiempo Real. Lo mismo sucede con el Estado de Emergencia.

Para evitar la confusión citada en la observación, se reemplaza los numerales siguientes:

“5.6.3 En el Estado de Alerta el SEIN opera con valores de frecuencia, tensión o nivel de carga de equipos fuera del rango de operación normal o en el que se identifica carga interrumpida por la acción automática de los sistemas de protección y/o del Esquema de Rechazo Automático de Carga. En este estado, el COES define y ejecuta una estrategia con la finalidad de llevar la frecuencia, tensión y nivel de carga de equipos dentro del rango de operación normal.

Durante el Estado de Alerta, el SEIN opera bajo las siguientes condiciones:



(i) La frecuencia varía entre 59,1 Hz hasta 61 Hz.

(ii) La tensión de las barras varían entre ± 7% de la Tensión de Operación.

(iii) Las líneas de transmisión operan hasta el 120% de su capacidad nominal y 110% en transformadores.

En este estado, no se permitirá la operación de las cargas que tenga variaciones rápidas de potencia (en escalón).

5.6.4 En el Estado de Emergencia el SEIN opera con valores de frecuencia y/o tensión se apartan de los valores del Estado Normal y la dinámica que ha adquirido el mismo, amenaza la integridad del SEIN. La acción automática de los sistemas de protección y/o del Esquema de Rechazo Automático de Carga y de los reguladores de las Unidades de Generación y compensación estática deberán permitir al SEIN salir de este estado. Excepcionalmente, si no se supera el Estado de Emergencia, el COES tomará acciones inmediatas a fin de salir de este estado.

Durante el Estado de Emergencia:

(i) La frecuencia es menor a 59,1 Hz o mayor a 61,0 Hz.

(ii) La tensión de las barras es menor a 0,93 o mayor a 1,07 de la Tensión de Operación.”


La respuesta del COES no es satisfactoria, por ello en la propuesta de procedimiento se incluirán los cambios que se indican a continuación:

“7.6.3 Estado Normal. Se refiere a la condición estacionaria del Sistema en la que existe un equilibrio de potencia activa y equilibrio de potencia reactiva. Los equipos de la red eléctrica operan sin sobrecarga, y el Sistema opera dentro de los márgenes de tolerancia permitidos para la frecuencia y tensión;

Durante el Estado Normal, el SEIN opera bajo las siguientes condiciones:

(i) La frecuencia debe regularse en 60Hz, aceptándose variaciones sostenidas en el rango de 60 Hz ± 0.6 % (entre 59.64 y 60.36 Hz),

(ii) La tensión de las barras varían entre ± 2.5% de la Tensión de Operación.

(iii) Las líneas de transmisión no operan con sobrecarga.

(iv) No hay restricción de suministros.

7.6.4 Estado de Alerta. Se refiere al estado en que el Sistema opera estacionariamente, manteniendo constantemente el equilibrio de potencia activa y equilibrio de potencia reactiva, pero las condiciones del Sistema son tales que de no tomarse acciones correctivas en el corto plazo, los equipos y/o instalaciones operarán con sobrecarga y las variables de control saldrán de los márgenes de tolerancia. Al verificarse una transición al Estado de Alerta, el Coordinador y los Integrantes del Sistema deben realizar las coordinaciones y maniobras necesarias para que el Sistema pueda recuperar su Estado Normal, en el menor tiempo posible;


(i) La frecuencia varía entre 59,1 Hz hasta 61 Hz excediendo el rango de operación normal de 60 Hz ± 0.6 % (entre 59.64 y 60.36 Hz).

(ii) La tensión de las barras varían entre ± 2.5% y ± 5% de la Tensión de Operación.




(iv) No hay restricción de suministros


7.6.5 Estado de Emergencia. Se refiere a la condición en la que, por haberse producido una perturbación en el Sistema, la frecuencia y tensiones se apartan de valores normales y la dinámica que ha adquirido el Sistema amenaza su integridad, haciéndose necesario tomar medidas de emergencia tales como rechazo de carga o desconectar generación en forma significativa. En este estado se suceden acciones automáticas de protección y de rechazo de carga para aislar los elementos o porciones falladas del Sistema y estabilizarlo;

(i) La frecuencia momentáneamente es menor a 59.1 Hz o mayor a 61 Hz.

(ii) La tensión de las barras es menor a 0.95 o mayor a 1.05 de la tensión de operación.

(iii) Las líneas de transmisión operan con sobrecarga.

(iv) Hay restricción de suministros.


7.6.6 Estado de Restablecimiento. Se refiere a la condición en la que, concluido el estado de emergencia, el Sistema ha quedado operando pero con restricciones significativas de suministro. Se llevan a cabo coordinaciones y maniobras de reconexión de generación y carga para restablecer el estado normal del Sistema;

(i) Una vez estabilizado el SEIN, el COES en coordinación con los CC de los Agentes, iniciará el proceso de restablecimiento y recuperación de los suministros interrumpidos conforme al plan de restablecimiento vigente y la estrategia de recuperación definida.

(ii) Previamente los Agentes procederán a abrir los interruptores de los equipos que hubiesen quedado desenergizados. Las maniobras para abrir los interruptores deben desarrollarse optimizando el número de maniobras de cerrar y abrir. No se debe abrir los interruptores de los reactores y líneas que se conectan en serie.

(iii) El plan de restablecimiento se basa en dos procesos simultáneos:

El restablecimiento se inicia a partir de la red interconectada que se encuentra en servicio. En este caso, la coordinación la ejerce el COES.

El restablecimiento a través del arranque en negro de Unidades de Generación para la formación de sistemas aislados, que luego se sincronizarán al SEIN. La formación y coordinación de cada sistema aislado podrá ser liderada por un CC, conforme al plan de restablecimiento.

(iv) Cuando el restablecimiento sea liderado por los CC de los Agentes, éstos deben tener en cuenta la seguridad en las maniobras de recuperación de cargas, y que los bloques de carga que se decidan conectar dependen de la capacidad de generación y de la frecuencia del sistema aislado. Es recomendable que la central o Unidad de Generación asignada a regular



la frecuencia establezca el regulador de velocidad en el modo de control isócrono y de no ser posible, se optará por el modo de control manual. Se podrá operar manteniendo una frecuencia ligeramente superior a la nominal del SEIN (60,2 Hz), para evitar que al momento de conectarse una carga esta descienda a valores que provoquen la actuación de los relés de rechazo de carga por mínima frecuencia.

Los Agentes involucrados en la Perturbación remitirán al COES un diagnóstico inicial y sus informes de perturbaciones tal como lo establece la NTCOTRSI de acuerdo al Procedimiento Técnico del COES N° 40 “Procedimiento para la aplicación del numeral 3.5 de la NTCSE” (PR-40).”


Dado que se tiene observaciones de fondo respecto al objetivo y alcance del procedimiento, es importante que el COES lleve a cabo una revisión integral del procedimiento, con el fin de que todo su contenido sea concordante a lo expresado respecto al objetivo y alcance y demás observaciones expresadas en el presente documento.


Respuesta del COES

No resulta necesario adecuar la propuesta de modificación del PR-09 remitida con la carta COES/D-036-2016, ya que ésta corresponde a lo señalado en respuesta de la Observación 2.

No obstante, reemplazamos la frase “red eléctrica interconectada” por “sistema eléctrico interconectado” en los numerales 4.1.1, 4.1.3, 4.1.5, 4.1.6, 5.2.1, 5.4.1, 5.4.2, 5.5.1, 5.5.3.


La respuesta del COES no es satisfactoria, por ello en la propuesta de procedimiento se incluirán los cambios que correspondan conforme se indica a continuación:



“4. PRODUCTOS

Como productos de las funciones de coordinación de la operación en tiempo real del SEIN, el COES emitirá los siguientes informes de operación:

4.1 IDCOS: Informe diario de Coordinación de la Operación del Sistema.

4.2 IEOD: Informe de Evaluación de la Operación Diaria.

4.3 RDO:Reprograma de la Operación Diaria

4.4 IPP/C:Informe preliminar de perturbación del COES.

4.5 IFP/C:Informe final de perturbación del COES.

4.6 Informe preliminar y final de eventos que ocasionen interrupciones de suministro a más del 5 por ciento (5%) de la demanda del SEIN.”

“6.1.5 Coordinar las maniobras de desconexión y conexión de las instalaciones comprendidas en el alcance del presente procedimiento, conforme a los Procedimientos de Maniobras, y mediante evaluaciones previas con herramientas apropiadas como los simuladores de flujo de carga y similares.

6.1.6 Coordinar y autorizar a los integrantes el inicio de la ejecución de maniobras asociadas a las Intervenciones de los equipos que se encuentren previstas en el PDI o RDO vigente.”

“6.1.14 El COES establecerá la relación de los equipos e instalaciones que resulten de importancia fundamental para el mantenimiento de la Seguridad y calidad del SEIN y los publicará en su portal de Internet.

6.1.15 Elaborar un informe preliminar de los hechos que origine interrupciones de suministro a más del 5 por ciento (5%) de la demanda del SEIN al Ministerio de Energía y Minas, y al Osinergmin, dentro de las dos (2) horas de ocurrido el hecho. Este informe será ampliado y sustentado ante dichos organismos, dentro de las cuarenta y ocho (48) horas de producido el evento.

6.1.16 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.”

“6.1.18 Supervisar la ejecución de toda actividad que conlleve a un cambio de estado de los equipos y dispositivos del sistema eléctrico vinculado al COES.

6.1.19 Supervisar en tiempo real las variables eléctricas y el estado operativo del Sistema, así como disponer las acciones necesarias para mantener o restablecer su estado operativo normal;

6.1.20 Informar por el medio más adecuado e inmediato, la operación ejecutada a través del IDCOS e IEOD.

6.1.21 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”.

6.1.22 Disponer la puesta en servicio de las unidades 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%.

6.1.23 Supervisar el cumplimiento de los programas de racionamiento incluidos en el Programa de Operación Diario o su reprogramación.”

“9. CONTENIDO Y PLAZO DE ENTREGA DE LOS PRODUCTOS



9.1 IDCOS: Contiene los resultados cuantitativos de la operación del SEIN similar al IEOD en su versión preliminar. Se encontrará disponible en el portal de internet del COES a más tardar a las 05:00 horas de cada día.

9.2 IEOD: Conforme lo establece el Procedimiento Técnico del COES Nº 05 o similar.

9.3 RDO: Conforme lo establece el Procedimiento Técnico del COES Nº 06 o similar.

9.4 IPP/C: Conforme lo establece el Procedimiento Técnico del COES Nº 40 o similar.

9.5 IFP/C: Conforme lo establece el Procedimiento Técnico del COES Nº 40 o similar.

9.6 El informe preliminar de eventos que ocasionen interrupciones de suministro a más del 5 por ciento (5%) de la demanda del SEIN dentro las dos (2) horas de ocurrido el evento.

9.7 El informe final de eventos que ocasionen interrupciones de suministro a más del 5 por ciento (5%) de la demanda del SEIN dentro las cuarenta y ocho (48) horas de ocurrido el evento.”



3. Conclusiones

Como resultado de la revisión de la subsanación de observaciones a la propuesta del nuevo PR-09, se considera que dicho Comité ha subsanado apropiadamente las mismas.

Por tanto, se recomienda proceder a la publicación del proyecto del nuevo PR-09, establecido en el Capítulo 4 del presente Informe, de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento COES y la Guía.



4. Nuevo PR-09

El presente capítulo muestra la propuesta del nuevo PR-09, a consecuencia del análisis de la subsanación de las observaciones realizadas a la propuesta original presentada por el COES.

[jmendoza]

/pch



ANEXO



1. OBJETIVO

Establecer los criterios y lineamientos que el COES y los Agentes deben cumplir para coordinar la Operación en Tiempo Real del SEIN, manteniendo criterios de seguridad, calidad y economía.

2. ALCANCE

Están comprendidos dentro del alcance del presente Procedimiento Técnico el COES y los titulares de los siguientes equipos e instalaciones:

2.1 Los equipos e instalaciones del sistema de transmisión del SEIN, excepto los de propiedad de Usuarios Libres y Distribuidores con tensiones menores a 100 kV.

2.2 Las centrales o Unidades de Generación que se encuentren en Operación Comercial, así como sus instalaciones asociadas cuando estas afecten la producción o disponibilidad de la central o Unidad de Generación.

2.3 Instalaciones que resulten de importancia fundamental para el mantenimiento de la Seguridad y calidad del SEIN.

3. BASE LEGAL

3.1 Ley N° 28832.- Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

3.2 Decreto Ley N°25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).

3.3 Decreto Supremo N°027-2008-EM.- Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema.

3.4 Decreto Supremo N°009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE).

3.5 Decreto Supremo Nº 009-99–EM.- Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE).

3.6 Resolución Directoral Nº 014-2005-EM/DGE - Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI).

3.7 Resolución Directoral Nº 243-2012-EM/DGE - Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

4. PRODUCTOS

Como productos de las funciones de coordinación de la operación en tiempo real del SEIN, el COES emitirá los siguientes informes de operación:

4.1 IDCOS: Informe diario de Coordinación de la Operación del Sistema.

4.2 IEOD: Informe de Evaluación de la Operación Diaria.

4.3 RDO: Reprograma de la Operación Diaria.

COES PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN

ECONÓMICA DEL SEIN PR-09

COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN EN TIEMPO REAL DEL SEIN

Aprobado por Osinergmin mediante Resolución N° XXX-2016-OS/CD del XX de XXX de 2016.



4.4 IPP/C:Informe preliminar de perturbación del COES.

4.5 IFP/C:Informe final de perturbación del COES.

4.6 Informe preliminar y final de eventos que ocasionen interrupciones de suministro a más del 5 por ciento (5%) de la demanda del SEIN.

5. DEFINICIONES

Para efectos del presente Procedimiento, todas las definiciones de los términos en singular o plural que estén contenidos en éste, inicien con mayúscula, y no tengan una definición propia en el mismo, serán aquellas definiciones contenidas para tales términos en el “Glosario de Abreviaturas y Definiciones utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM/VME o la norma que lo sustituya; y en su defecto, serán aquellas definiciones contenidas en las normas citadas en la Base Legal.

Asimismo, en todos los casos cuando en el presente Procedimiento se citen normas, procedimientos técnicos o cualquier otro dispositivo legal, se entenderá que incluyen todas sus normas concordantes, modificatorias y sustitutoria.

6. RESPONSABILIDADES

6.1 Del COES

6.1.1 Realizar la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de las Unidades de Generación en Operación Comercial y del sistema de transmisión comprendida en el alcance del presente procedimiento. Excepcionalmente y por razones de Seguridad, el COES podrá coordinar la Operación en Tiempo Real de Unidades de Generación que no estén en Operación Comercial en el COES.

6.1.2 Mantener el SEIN permanentemente en estado de operación normal y en casos de contingencias recuperar el Estado Normal, emitiendo oportunamente disposiciones según el presente procedimiento.

6.1.3 Definir la configuración más apropiada del sistema de transmisión del SEIN, de tal manera que se permita evitar o minimizar la Energía No Servida (ENS).

6.1.4 Definir y coordinar la tensión de referencia de las Unidades de Generación y la de los equipos de compensación reactiva estáticos, a fin de operar en Estado Normal.

6.1.5 Coordinar las maniobras de desconexión y conexión de las instalaciones comprendidas en el alcance del presente procedimiento, conforme a los Procedimientos de Maniobras, y mediante evaluaciones previas con herramientas apropiadas como los simuladores de flujo de carga y similares.

6.1.6 Coordinar y autorizar a los integrantes el inicio de la ejecución de maniobras asociadas a las Intervenciones de los equipos que se encuentren previstas en el PDI o RDO vigente.

6.1.7 Registrar toda la información relacionada con la Operación en Tiempo Real del SEIN, incluyendo los desacatos a las disposiciones operativas emitidas por el COES.

6.1.8 Reasignar el servicio de RSF cuando la ejecución del servicio este afectando el Estado Normal o la prestación de este servicio sea deficiente según la normatividad vigente que rige este servicio.



6.1.9 Elaborar y difundir el plan de restablecimiento del SEIN en el Portal de Internet del COES y mantenerlo actualizarlo anualmente o cuando sea necesario.

6.1.10 Coordinar y dirigir el restablecimiento del SEIN luego de transcurridos los Estados de Emergencia y Alerta, considerando el plan de restablecimiento vigente y los criterios de seguridad contenidos en el mismo.

6.1.11 Cumplir con el protocolo de comunicaciones de voz (Anexo 1), para las coordinaciones operativas entre los centros de control.

6.1.12 Publicar en el Portal de Internet del COES la relación actualizada del personal del centro de control, especificando la identidad y la función de cada uno.

6.1.13 Disponer la postergación o cancelación de la ejecución de pruebas de Unidades de Generación o Intervenciones de equipos, cuando se afecte la Seguridad.

6.1.14 El COES establecerá la relación de los equipos e instalaciones que resulten de importancia fundamental para el mantenimiento de la Seguridad y calidad del SEIN y los publicará en su portal de Internet.

6.1.15 Elaborar un informe preliminar de los hechos que origine interrupciones de suministro a más del 5 por ciento (5%) de la demanda del SEIN al Ministerio de Energía y Minas, y al Osinergmin, dentro de las dos (2) horas de ocurrido el hecho. Este informe será ampliado y sustentado ante dichos organismos, dentro de las cuarenta y ocho (48) horas de producido el evento.

6.1.16 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.

6.1.17 Supervisar en tiempo real las variables de las centrales eléctricas tales como: caudales de operación, los niveles de los embalses de regulación para las centrales hidráulicas y el volumen de combustible almacenado para las centrales térmicas, etc.

6.1.18 Supervisar la ejecución de toda actividad que conlleve a un cambio de estado de los equipos y dispositivos del sistema eléctrico vinculado al COES.

6.1.19 Supervisar en tiempo real las variables eléctricas y el estado operativo del Sistema, así como disponer las acciones necesarias para mantener o restablecer su estado operativo normal;

6.1.20 Informar por el medio más adecuado e inmediato, la operación ejecutada a través del IDCOS e IEOD.

6.1.21 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”.

6.1.22 Disponer la puesta en servicio de las unidades 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%.

6.1.23 Supervisar el cumplimiento de los programas de racionamiento incluidos en el Programa de Operación Diario o su reprogramación.

6.2 De los Agentes



6.2.1 Ejecutar inmediatamente las disposiciones operativas emitidas por el COES en la Operación en Tiempo Real.

6.2.2 Verificar permanentemente que las disposiciones operativas emitidas por el COES no vulneren la seguridad de las personas, de sus instalaciones o afecten el cumplimiento de sus obligaciones ambientales y cualquier otro aspecto derivado del marco legal vigente. En caso de detectar vulneraciones, el Integrante deberá comunicarlo de manera inmediata al COES por vía telefónica u otra que el COES implemente.

6.2.3 Supervisar y operar sus instalaciones, controlando las sobrecargas y los niveles de tensión de sus redes eléctricas de tensión menor a 100 kV.

6.2.4 Realizar la operación de sus redes eléctricas cautelando el principio de neutralidad y sin discriminar a los Usuarios Libres conectados a sus redes eléctricas en función del suministrador elegido.

6.2.5 Informar al COES inmediatamente y por comunicación telefónica u otra que el COES implemente, los cambios en la disponibilidad total o parcial de sus instalaciones respecto al programa vigente.

6.2.6 Coordinar con el COES el inicio del restablecimiento de un subsistema o Área Operativa, según el plan de restablecimiento del SEIN.

6.2.7 Coordinar con el COES el inicio y fin de la ejecución de las maniobras de desconexión y conexión correspondientes a las Intervenciones previstas en el PDI.

6.2.8 Ejecutar de manera autónoma, independiente y bajo su responsabilidad, las maniobras para abrir o cerrar seccionadores y puestas a tierra, y toda medida destinada a salvaguardar la seguridad de las personas y sus equipos.

6.2.9 Elaborar y mantener actualizados los Procedimientos de Maniobras que corresponden a sus equipos. Efectuar las maniobras de sus equipos conforme a los procedimientos antes mencionados.

6.2.10 Operar sus Unidades de Generación y la red eléctrica interconectada conforme a sus fichas técnicas informadas al COES conforme al Procedimiento Técnico N° 20 del COES: “Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN” (PR-20).

6.2.11 Informar al COES la relación actualizada del personal del centro de control o cuando se produzca un cambio.

6.2.12 Cumplir con el protocolo de comunicaciones de voz (Anexo 1) para las coordinaciones operativas entre los centros de control.

7. COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN EN TIEMPO REAL

7.1 Seguimiento, evaluación y coordinación del Despacho de Generación

7.1.1 El COES efectúa el seguimiento, la evaluación y coordina el cumplimiento del PDO o del RDO vigente, para lo cual deberá considerar las características técnicas e Inflexibilidades Operativas de las Unidades de Generación declaradas en sus fichas técnicas, u otras restricciones temporales informada al COES en la Operación en Tiempo Real.

7.1.2 Las restricciones temporales referidas en el 6.1.1, serán debidamente justificadas por la seguridad del equipo y/o de las personas y/o del cumplimiento de sus obligaciones ambientales u otras razones derivada del marco legal vigente, para lo cual, el Agente emitirá una carta con el informe



sustentatorio a la Dirección Ejecutiva del COES en las siguientes 72 horas de informadas las restricciones temporales con copia al OSINERGMIN.

7.1.3 Cuando se presenta alguna de las causales para la reprogramación de la operación diaria, establecidas en el PR-06 o se presenten condiciones que afecten la seguridad operativa de algún área operativa del SEIN, el COES podrá disponer medidas apartadas del PDO o del último RDO, para mantener el Estado Normal hasta la emisión de un nuevo RDO. En estos casos podrá considerar el ranking de Costos Variables de las Unidades de Generación así como criterios de Seguridad para tomar las decisiones correspondientes. El COES justificará la operación alejada del despacho económico.

7.1.4 El COES podrá adoptar medidas apartadas del PDO o del RDO cuando se presente una menor demanda a la prevista durante un periodo de sobreoferta hidráulica, disminuyéndose primero la generación de las centrales con costos variables de sólidos en suspensión y luego la generación del resto de centrales hidráulicas en forma proporcional a sus Potencias Efectivas.

7.2 Verificación y coordinación de las maniobra

7.2.1 El COES coordinará las maniobras de conexión y desconexión de los equipos del sistema de transmisión, con los Agentes titulares de dichos equipos, de la siguiente manera:

(i) El Agente titular deberá solicitar al COES el inicio de las maniobras de desconexión del equipo.

(ii) El COES verificara que las condiciones sean las adecuadas para iniciar la ejecución de las maniobras, para cuyo efecto utilizará el simulador de flujo de carga en línea de acuerdo al Cuadro N° 1. El COES podrá postergar o cancelar la ejecución de la Intervención si se presentara un escenario en el cual no se consigan las condiciones adecuadas para efectuar las maniobras.

Cuadro N°1. Casos de aplicación del simulador de flujo de carga en línea

Casos Criterio

Conexión / desconexión de líneas de

transmisión en configuración radial.

Siempre ► para longitudes mayores a 120 km

No ► para longitudes menores a 80 km.

Para longitudes entre 80 km y 120 km queda a criterio del COES.

Siempre ► para equipos con tensión de 500 kV

Conexión / desconexión de líneas de

transmisión o equipos de transformación en

configuración en anillo.

Siempre

Conexión / desconexión de equipos de

compensación reactiva.

Siempre ► para capacidades mayores a 80 MVAr

No ► para capacidades menores a 40 MVAr

Para otras capacidades entre 40 MVAr y 80 MVAr

queda a criterio del COES.

En Estado de Restablecimiento No

(iii) El COES coordinará las maniobras de desconexión conforme a la secuencia definida en los Procedimientos de Maniobras del COES.



(iv) Luego de culminada la desconexión del equipo, el Agente titular coordinará la apertura de seccionadores y colocar las puestas a tierra y toda medida para la seguridad de los personas y de los equipos.

(v) Para las maniobras de conexión, el Agente titular solicitará al COES iniciar estas maniobras, una vez que haya coordinado y ejecutado el retiro de todas las puestas a tierra y cerrado los seccionadores en ambos extremos del equipo.

(vi) A continuación, el COES verificara las condiciones adecuadas para ejecutar las maniobras según lo establecido en literal (ii) precedente. Luego de ello, coordinará la conexión del equipo conforme a la secuencia establecida en los Procedimientos de Maniobra.

(vii) El COES podrá disponer el arranque y operación de Unidades de Generación fuera del Despacho Económico, calificándolas como “operación por maniobra”, para conseguir las condiciones adecuadas de tensión, ángulo o flujo, que permitan efectuar las maniobras de desconexión o conexión de las instalaciones del SEIN.

(viii) En caso que lo antes mencionado sea insuficiente, el COES podrá disponer Rechazos Manuales de Carga inclusive a Usuarios Regulados, para conseguir las condiciones adecuadas de tensión, ángulo o flujo.

7.2.2 Para la ejecución de las maniobras en instalaciones de tensión menor a 100 kV, que se encuentren previstas en el PDI o RDO:

(i) El Agente titular de dichos equipos deberá solicitar autorización al COES para iniciar las maniobras de desconexión de equipos. Por Seguridad, el COES podrá proceder de acuerdo al literal (ii) del numeral 6.2.1.

(ii) Todas las empresas involucradas deben efectuar las maniobras conforme a los Procedimientos de Maniobra.

(iii) Una vez culminada una Intervención, los Agentes titulares efectuarán la conexión de los equipos para lo cual informarán al COES el inicio y fin de éstas maniobras

7.3 Regulación de frecuencia en tiempo real

7.3.1 El COES hará seguimiento de la frecuencia del SEIN y de los Sistemas Aislados Temporales, verificando que se cumplan los estándares de calidad de frecuencia establecidos en la NTCSE.

7.3.2 El COES verificara la magnitud de la reserva para la Regulación Primaria y Secundaria de Frecuencia. Coordinará el incremento o reducción de la generación de las Unidades de Generación, a fin de recuperar el nivel de reserva para la RSF. Para una recuperación rápida, esta acción se efectuará con las Unidades de Generación hidráulicas con embalse de regulación y luego con Unidades de Generación térmicas.

7.3.3 El COES reasignará el servicio de RSF entre las Unidades de Generación con reserva comprometida cuando la ejecución de este servicio esté afectando el Estado Normal o cuando la respuesta de la Unidad de Generación no cumpla el estándar previamente definido para este servicio. Esta nueva asignación se podrá efectuar independientemente de los precios ofertados para el servicio de RSF. Alcanzado el Estado Normal, se iniciará la elaboración de la Reprogramación de la Operación Diaria.

7.4 Regulación de Tensión en tiempo real



7.4.1 El COES verificara los niveles de tensión de las barras del sistema de transmisión, para lo cual emitirá disposiciones con el fin de mantener o retornar la tensión al Estado Normal, conforme al Cuadro N°2. Para conseguir este objetivo, las barras de generación u otras podrían operar fuera del rango de operación normal siempre que no sean barras en donde se conecta la demanda, para lo cual se considerarán las curvas de capabilidad de las Unidades de Generación, informadas en sus fichas técnicas.

7.4.2 Las tensiones de las barras de la red eléctrica interconectada con tensión menor a 100 kV de propiedad de los usuarios libres y distribuidores, son reguladas autónoma e independientemente y bajo responsabilidad de sus respectivos titulares, cumpliendo el estándar definido en la NTCSE, para lo cual ejecutarán acciones sobre sus equipos. Agotados sus recursos para el control de la tensión, coordinarán con el COES, mediante comunicación telefónica, para que cuando sea posible, el COES coordine acciones sobre equipos del SEIN que permitan retornar la tensión al estándar definido en la NTCSE o mitigar la situación. En estos casos, el COES no coordinará cortes de suministro que fueran requeridos, quedando a potestad de los titulares de dichas redes eléctricas, efectuar éstos. Estos casos serán reportados en el IDCOS y en los informes diarios que el COES emite en aplicación del Procedimiento Técnico COES N° 05 “Evaluación del Cumplimiento del Programa Diario de Operación del Sistema Interconectado Nacional”. El COES podrá cancelar Intervenciones previstas en el PDI cuando se haya agotado toda posibilidad de Regulación de Tensión por calidad conforme al Cuadro N°2.

Cuadro N°2: Acciones para el control de la tensión

ACCIONES Para aumentar la tensión Para disminuir la tensión

Regulación de Tensión por calidad

Desenergizar reactores de potencia shunt (parelelo).

Desenergizar capacitores shunt (parelelo).

Energizar capacitores shunt (parelelo), compensadores estáticos.

Energizar reactores de potencia shunt (parelelo), compensadores estáticos.

Ejecutar el cambio de posición en los TAPs (gradines) de los transformadores involucrados.

Ejecutar el cambio de posición en los TAPs (gradines) de los transformadores involucrados.

Sobre-excitar los compensadores síncronos (mover hacia el adelanto el factor de potencia).

Incrementar la tensión de referencia de los SVC.

Sub-excitar los compensadores síncronos (mover hacia el retraso el factor de potencia).

Disminuir la tensión de referencia de los SVC.

Aumentar la tensión de generación de las Unidades de Generación (sobre excitar, mover hacia el retraso el factor de potencia).

Disminuir la tensión de generación de las Unidades de Generación (sub-excitar, mover hacia el adelanto el factor de potencia).

Sincronizar Unidades de Generación, para elevar la tensión de una barra cuando su tensión sea inferior al 97,5% de su Tensión de Operación, siguiendo lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES N°11 “Reconocimientos de Costos por Regulación de Tensión en Barras del SINAC” (PR-11).

Energizar ccircuitos con el extremo desconectado, para aprovechar el efecto

Desconectar circuitos paralelos, evitando



ACCIONES Para aumentar la tensión Para disminuir la tensión

capacitivo de las líneas. sobrecargas.

Solo en estado de Situación Excepcional las tensiones no deberán exceder los márgenes del ±7% de la Tensión de Operación conforme al Procedimiento Técnico del COES N° 39 “Operación del SEIN en Situación Excepcional” (PR-39).

Regulación de Tensión

por seguridad

Cancelar Intervenciones programadas. También podrá solicitar la inmediata disponibilidad del equipo que estuvo en mantenimiento.

Efectuar Rechazos Manuales de Carga inclusive a Usuarios Regulados, para elevar la tensión de una barra cuando su tensión sea inferior al 95% de su Tensión de Operación.

7.5 Seguimiento y coordinación del nivel de carga de los equipos de transmisión

7.5.1 Cuando se identifique que un equipo del sistema de transmisión se encuentre con sobrecarga (MVA), el COES coordinará acciones para que el flujo retorne al valor correspondiente al Estado Normal, considerando el siguiente orden de prelación:

(i) Modificación del despacho de generación.

(ii) Cambios de topología del SEIN.

(iii) Rechazos Manuales de Carga conforme al PR-16.

7.5.2 Se efectuarán con urgencia Rechazos Manuales de Carga, inclusive a Usuarios Regulados, cuando la corriente por un transformador alcance el 90 % del valor de ajuste de la Protección de Sobrecorriente (temporizado).

7.5.3 En caso de sobrecargas de equipos de la red eléctrica interconectada con tensión menor a 100 kV de propiedad de los usuarios libres y distribuidores, el titular del equipo adoptará directamente las acciones que mitiguen la condición de sobrecarga. Una vez agotadas las acciones que pueda efectuar el referido titular, éste coordinará con el COES, mediante comunicación telefónica, para que se adopten las medidas que sean posibles para mitigar la situación. En estos casos, el COES no coordinará cortes de suministro que fueran requeridos, quedando a disposición de su titular efectuar los mismos.

7.6 Perturbaciones y estados operativo normal, de alerta, de emergencia y de restablecimiento

7.6.1 Luego de una Perturbación, el CC del titular de la instalación en la cual se produjo la Perturbación, deberá informar al COES el estado de sus equipos en el más breve plazo, considerando como mínimo lo siguiente:

(i) Actuación de los sistemas de protección y estado de los interruptores;

(ii) Señalizaciones y alarmas;

(iii) Relación de suministros afectados, pérdidas y daños ocasionados a sus instalaciones por la Perturbación;

(iv) Condiciones climáticas.

7.6.2 En base a la información disponible en tiempo real, el COES efectuará un reconocimiento del estado post-falla (frecuencia, tensión, nivel de carga, disponibilidad de equipos, suministros interrumpidos y Reserva Rotante). Antes de iniciar la fase de restablecimiento y recuperación de los suministros



interrumpidos, definirá una estrategia para estabilizar el SEIN, con la finalidad de llevar la frecuencia, tensión y nivel de carga de equipos dentro del Estado Normal, o en su defecto, a un estado que no amenace la integridad del SEIN.

Para estabilizar la frecuencia del SEIN o de algún sistema aislado temporal, el COES podrá coordinar las siguientes acciones:

(i) Usar la Reserva Rotante hidroeléctrica y/o termoeléctrica.

(ii) Efectuar Rechazos Manuales de Carga, inclusive a Usuarios Regulados.

(iii) Usar generación de arranque rápido por emergencia.

(iv) Usar las Unidades de Generación de reserva fría disponibles.

(v) Suspender Intervenciones.

Para estabilizar los niveles de tensión, el COES podrá coordinar las siguientes acciones:

(i) Usar la capacidad de aporte/consumo de potencia reactiva de las Unidades de Generación.

(ii) Usar los equipos de compensación reactiva.

(iii) Redistribuir la generación de energía activa.

(iv) Conectar o desconectar líneas de transmisión.

(v) Efectuar Rechazos Manuales de Carga, inclusive a Usuarios Regulados.

(vi) Usar los generadores de reserva fría disponibles.

(vii) Suspender Intervenciones.

7.6.3 Estado Normal. Se refiere a la condición estacionaria del Sistema en la que existe un equilibrio de potencia activa y equilibrio de potencia reactiva. Los equipos de la red eléctrica operan sin sobrecarga, y el Sistema opera dentro de los márgenes de tolerancia permitidos para la frecuencia y tensión;

Durante el Estado Normal, el SEIN opera bajo las siguientes condiciones:

(i) La frecuencia debe regularse en 60Hz, aceptándose variaciones sostenidas en el rango de 60 Hz ± 0.6 % (entre 59.64 y 60.36 Hz),

(ii) La tensión de las barras varían entre ± 2.5% de la Tensión de Operación.



7.6.4 Estado de Alerta. Se refiere al estado en que el Sistema opera estacionariamente, manteniendo constantemente el equilibrio de potencia activa y equilibrio de potencia reactiva, pero las condiciones del Sistema son tales que de no tomarse acciones correctivas en el corto plazo, los equipos y/o instalaciones operarán con sobrecarga y las variables de control saldrán de los márgenes de tolerancia. Al verificarse una transición al Estado de Alerta, el Coordinador y los Integrantes del Sistema deben realizar las coordinaciones y maniobras necesarias para que el Sistema pueda recuperar su Estado Normal, en el menor tiempo posible;




(i) La frecuencia varía entre 59,1 Hz hasta 61 Hz excediendo el rango de operación normal de 60 Hz ± 0.6 % (entre 59.64 y 60.36 Hz).

(ii) La tensión de las barras varían entre ± 2.5% y ± 5% de la Tensión de Operación.




7.6.5 Estado de Emergencia. Se refiere a la condición en la que, por haberse producido una perturbación en el Sistema, la frecuencia y tensiones se apartan de valores normales y la dinámica que ha adquirido el Sistema amenaza su integridad, haciéndose necesario tomar medidas de emergencia tales como rechazo de carga o desconectar generación en forma significativa. En este estado se suceden acciones automáticas de protección y de rechazo de carga para aislar los elementos o porciones falladas del Sistema y estabilizarlo;

(i) La frecuencia momentáneamente es menor a 59.1 Hz o mayor a 61 Hz.

(ii) La tensión de las barras es menor a 0.95 o mayor a 1.05 de la tensión de operación.

(iii) Las líneas de transmisión operan con sobrecarga.

(iv) Hay restricción de suministros.


7.6.6 Estado de Restablecimiento. Se refiere a la condición en la que, concluido el estado de emergencia, el Sistema ha quedado operando pero con restricciones significativas de suministro. Se llevan a cabo coordinaciones y maniobras de reconexión de generación y carga para restablecer el estado normal del Sistema;

(i) Una vez estabilizado el SEIN, el COES en coordinación con los CC de los Agentes, iniciará el proceso de restablecimiento y recuperación de los suministros interrumpidos conforme al plan de restablecimiento vigente y la estrategia de recuperación definida.

(ii) Previamente los Agentes procederán a abrir los interruptores de los equipos que hubiesen quedado desenergizados. Las maniobras para abrir los interruptores deben desarrollarse optimizando el número de maniobras de cerrar y abrir. No se debe abrir los interruptores de los reactores y líneas que se conectan en serie.

(iii) El plan de restablecimiento se basa en dos procesos simultáneos:

El restablecimiento se inicia a partir de la red interconectada que se encuentra en servicio. En este caso, la coordinación la ejerce el COES.

El restablecimiento a través del arranque en negro de Unidades de Generación para la formación de sistemas aislados, que luego se sincronizarán al SEIN. La formación y coordinación de cada sistema aislado podrá ser liderada por un CC, conforme al plan de restablecimiento.



(iv) Cuando el restablecimiento sea liderado por los CC de los Agentes, éstos deben tener en cuenta la seguridad en las maniobras de recuperación de cargas, y que los bloques de carga que se decidan conectar dependen de la capacidad de generación y de la frecuencia del sistema aislado. Es recomendable que la central o Unidad de Generación asignada a regular la frecuencia establezca el regulador de velocidad en el modo de control isócrono y de no ser posible, se optará por el modo de control manual. Se podrá operar manteniendo una frecuencia ligeramente superior a la nominal del SEIN (60,2 Hz), para evitar que al momento de conectarse una carga esta descienda a valores que provoquen la actuación de los relés de rechazo de carga por mínima frecuencia.

(v) Los Agentes involucrados en la Perturbación remitirán al COES un diagnóstico inicial y sus informes de perturbaciones tal como lo establece la NTCOTR de acuerdo al Procedimiento Técnico del COES N° 40 “Procedimiento para la aplicación del numeral 3.5 de la NTCSE” (PR-40).

7.7 Operación del SEIN en Situación Excepcional

Se procederá de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES N° 39 “Operación del SEIN en Situación Excepcional” (PR-39).

8. COMPENSACIÓN ECONÓMICA DERIVADA DE LA OPERACIÓN POR MANIOBRAS

8.1 Compensación económica

8.1.1 La compensación derivada de la “operación por maniobras” establecida en el literal (vii) del numeral 5.2.1 del presente Procedimiento, será determinada multiplicando la energía activa producida por la diferencia entre su Costo Variable y el Costo Marginal de Corto Plazo en bornes de generación de la Unidad de Generación calificada como “operación por maniobra”. Para estos efectos, el Costo Variable será determinado de acuerdo a la metodología establecida en el numeral 7.2 del Procedimiento Técnico del COES N° 31 “Cálculo de Costos Variables de las Unidades de Generación” (PR-31) o aquel que lo reemplace o sustituya en este aspecto.

8.1.2 Se incluirá las compensaciones de los costos por consumo de combustible de arranque-parada y de baja eficiencia en la Rampa de Incremento de Generación y Rampa de Disminución de Generación que fueran aplicables, determinados de acuerdo al PR-31 o aquel que lo reemplace o sustituya en este aspecto.

8.1.3 Todos los Generadores Integrantes pagarán las compensaciones resultantes de este numeral en proporción a la energía activa total que hayan retirado del SEIN para atender a sus Usuarios Libres y Distribuidores, en el mes anterior al de la valorización.

8.1.4 Estas compensaciones formarán parte de la valorización de transferencias de energía activa mensual, elaborado en cumplimiento del Procedimiento Técnico del COES N° 10 “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Integrantes del COES” (PR-10) o aquel que lo reemplace o modifique.



9. CONTENIDO Y PLAZO DE ENTREGA DE LOS PRODUCTOS.

9.1 IDCOS: Contiene los resultados cuantitativos de la operación del SEIN similar al IEOD en su versión preliminar. Se encontrará disponible en el portal de internet del COES a más tardar a las 05:00 horas de cada día.

9.2 IEOD: Conforme lo establece el procedimiento técnico del COES Nº 05 o similar.

9.3 RDO: Conforme lo establece el procedimiento técnico del COES Nº 06 o similar.

9.4 IPP/C: Conforme lo establece el procedimiento técnico del COES Nº 40 o similar.

9.5 IFP/C: Conforme lo establece el procedimiento técnico del COES Nº 40 o similar.

9.6 El informe preliminar de eventos que ocasionen interrupciones de suministro a más del 5 por ciento (5%) de la demanda del SEIN dentro las dos (2) horas de ocurrido el evento.

9.7 El informe final de eventos que ocasionen interrupciones de suministro a más del 5 por ciento (5%) de la demanda del SEIN dentro las cuarenta y ocho (48) horas de ocurrido el evento.

DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA FINAL

Única.- El incumplimiento de las obligaciones de entrega de información de los Integrantes previstas en el presente procedimiento deberá ser informado por el COES a Osinergmin en el mes siguiente de identificado. Para efectos de iniciar el procedimiento administrativo sancionador a que hubiere lugar, se aplicarán las sanciones previstas en la Escala de Multas y Sanciones.



ANEXO N° 01:

PROTOCOLO DE COMUNICACIÓN DE VOZ

1. OBJETIVOS

Establecer un protocolo de comunicaciones para la comunicación eficiente de voz entre el personal de los centros de control de los Agentes del SEIN y el Coordinador de la operación del SEIN.

2. BASE LEGAL

Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (numeral 5.3.6).

3. ALCANCE

Las definiciones y modos de comunicación descritos en el presente documento, serán para uso exclusivo en la coordinación de la Operación en Tiempo Real, entre los Agentes del SEIN y el Coordinador.

4. PARÁMETROS Y DEFINICIONES

Saludo: Forma de expresar cortesía y buenos modales. Es el inicio de una conversación.

Identificación: Debe contener el nombre del emisor y receptor, así como el nombre de la empresa o entidad. El nombre del emisor o receptor debe contener uno de los nombres y el primer apellido.

Hora: Hora de la instrucción o ejecución de la maniobra.

Solicitud/Mensaje: Requerimiento o instrucción operativa/información de la operación.

Autorización: Respuesta o solución a la solicitud del emisor.

Repetir Autorización: Asegurar al emisor la recepción clara del mensaje.

Despedida: Forma de expresar cortesía y buenos modales. Es el fin de una conversación.

Se define como “instrucción operativa” toda maniobra por operación, despacho, mantenimiento, emergencia u evento entre el CCO-COES y los Agentes del SEIN.

5. CONSIDERACIONES GENERALES:

Todos los parámetros definidos en el protocolo de comunicaciones son de uso obligatorio, solo en caso de emergencia u evento el saludo y despedida podrán ser omitidos.

Toda instrucción operativa o confirmación de maniobra requiere especificación de la hora GPS expresada en formato 24 horas.

La expresión ‘’hora de programación” descrito en los ejemplos de aplicación como ‘’ [xx:xx] horas” es de uso opcional.

Toda llamada para solicitar información o realizar consulta debe cumplir con el saludo, identificación y despedida. Esta no requiere instrucción de hora o repetición del mensaje.

Toda comunicación telefónica será impartida o recibida por los teléfonos operativos que tengan opción de grabación.



Evitar utilizar un lenguaje no operativo, que pueda llevar a confusiones y malas interpretaciones. Si existe duda sobre las solicitudes, se debe pedir repetirlas nuevamente.

Se prohíbe el empleo de palabras obscenas, sobrenombres, apodos, bromas, conferencias de índole privado, juicios de valor sobre el desempeño de las personas, infidencias y rumores.

6. METODOLOGÍA

La metodología consiste en estructurar una secuencia de intercambio de información entre el emisor y el receptor de tal forma que se garantice que el receptor reciba el mensaje deseado de forma eficiente. La confirmación del mensaje central garantiza la recepción del mensaje completo.

La secuencia se grafica en la siguiente figura:



7. EJEMPLOS DE APLICACIÓN

7.1. Contestar una llamada en el CCO-COES

PASO PARTICIPANTE DESCRIPCIÓN

1 CCO-COES [Buenos días], CCO-COES, [Nombre] lo saluda. Con quien tengo el gusto?

2 CC-Agente [Buenos días], lo saluda [Nombre] del centro de control de [Agente]

3 CCO-COES Si, cual es el motivo de su llamada?

4 CC-Agente Lo llamaba por [Solicitud]

5 CCO-COES Repite [Solicitud].

6 CC-Agente Correcto.

7 CCO-COES Comprendido, entonces a las [Hora] [Autorización].

8 CC-Agente

Repite la [Autorización]. [Hasta luego]

9 CCO-COES [Hasta luego].

7.2. Autorizar la ejecución de una maniobra por mantenimiento programado


1 CCO-COES [Buenos días], CCO-COES. [Nombre] lo saluda. Con quien tengo el gusto?

2 CC-Agente [Buenos días], lo saluda [Nombre] del centro de control de [Agente]


4 CC-Agente Lo llamaba porque a las [xx:xx] horas tenemos programada la desconexión de [Nombre y código del equipo] por mantenimiento programado.

5 CCO-COES Correcto, siendo las [Hora] se le autoriza la desconexión de [Nombre y código del Equipo]. Proceda de acuerdo al procedimiento de maniobras y coordine con las empresas involucradas de ser el caso.

6 CC-Agente Está bien, desconecto él [Nombre y código del equipo] y le confirmo. [Hasta luego].


7.3. Coordinar la ejecución de una maniobra por mantenimiento programado

7.3.1. El Integrante propietario del equipo se comunica con el CCO


1 CCO-COES [Buenos días], CCO COES. [Nombre] lo saluda. Con quien tengo el gusto?

2 CC-Agente 1 [Buenos días], lo saluda [Nombre] del centro de control de [Agente 1]


4 CC-Agente 1 Lo llamaba porque a las [xx:xx] horas tenemos programada la desconexión de [Nombre y código del equipo] por mantenimiento.

5 CCO-COES Correcto, usted está solicitando la desconexión de [Nombre y código del equipo] por mantenimiento.

6 CC-Agente 1 Correcto.

CCO-COES Espéreme en línea mientras me comunico con [Nombre de las empresas involucradas en la maniobra]

7.3.2. El CCO se comunica con las empresas involucradas en la maniobra de

desconexión del equipo


1 CC-Agente 2 [Buenos días], centro de control de [Agente 2], [Nombre] lo saluda. ¿Con quién tengo el gusto?

2 CCO-COES [Buenos días], lo saluda [Nombre] del CCO-COES.

3 CC-Agente 2 Si, cual es el motivo de su llamada?

4 CCO-COES Lo llamaba porque a las [xx:xx] horas está programada la desconexión de [Nombre y código del equipo]. ¿Están listos para la coordinación de las maniobras?.



5 CC-Agente 2 Correcto, estamos listos.

6 CCO-COES Entonces nos mantenemos en línea para iniciar las coordinaciones.

7 CC-Agente 2 Está bien.

7.3.3. El CCO se comunica con las empresas involucradas en la maniobra de conexión

del equipo

PASO PARTICIPANTE 7.4.1..i..1.1.1. DESCRIPCIÓN

1 CC-Agente 2 [Buenos días], centro de control de [Agente 2], [Nombre] lo saluda. ¿Con quién tengo el gusto?

2 CCO-COES [Buenos días], lo saluda [Nombre] del CCO-COES.

3 CC-Agente 2 Si, cual es el motivo de su llamada?

4 CCO-COES Lo llamaba para iniciar las maniobras de conexión de [Nombre y código del equipo]. ¿Los equipos están libres de las puestas de tierra, de personal y los seccionadores se encuentran cerrados?.

5 CC-Agente 2 Correcto, el equipo se encuentra libre y preparado para su conexión.

6 CCO-COES Entonces nos mantenemos en línea para iniciar las coordinaciones.

7 CC-Agente 2 Está bien.

7.3.4. Ejecución de las maniobras

PASO PARTICIPANTE 7.4.1..i..1.1.2. DESCRIPCIÓN

1 CCO-COES Aló!, centro de control [Agente 1].

2 CC-Agente 1 Si, aló CCO-COES, lo escucho.

3 CCO-COES Centro de control [Agente 1] vamos a empezar con las maniobras, ¿están listos?

4 CC-Agente 1 Correcto, estamos listos.

5 CCO-COES Entonces a las [Hora] proceda a abrir el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación], ¿me reconfirma la maniobra?.

6 CC-Agente 1 Correcto, voy a abrir el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación].

7 CCO-COES Correcto, proceda y me confirma.

8 CC-Agente 1 Aló CCO-COES, confirmo que a las [Hora] abrió el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación].

9 CCO-COES

Aló, centro de control de [Agente 2], ya está abierto el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación]. A las [Hora] proceda a abrir el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación].

10 CC-Agente 2 Correcto, voy a abrir el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación].

11 CCO-COES Correcto, proceda y me confirma.

12 CC-Agente 2 Aló CCO-COES, a las [Hora] confirmo que abrió el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación].

13 CCO-COES

Aló, centro de control de [Agente 1] ya está abierto los interruptores en ambos extremos, continué con la secuencia de acuerdo a su procedimiento de maniobras. Coordine con el centro de control [Agente 2]. [Hasta luego].

14 CC-Agente 1 [Hasta luego].

15 CCO-COES

Aló, centro de control de [Agente 2], ya está abierto los interruptores en ambos extremos, continué con la secuencia de acuerdo a su procedimiento de maniobras. Coordine con el centro de control [Agente 1]. [Hasta luego].

16 CC-Agente 2 [Hasta luego].



7.4. Realizar una llamada para subir o bajar generación


1 CC-Agente Buenos días, centro de control de [Agente], [Nombre] lo saluda. ¿Con quién tengo el gusto?

2 CCO-COES Buenos días, lo saluda [Nombre] del CCO-COES.

3 CC-Agente Si, cual es el motivo de su llamada?

4 CCO-COES

Lo llamaba para coordinar subir/bajar generación en la unidad [Nombre de la unidad y de la Central] a [Valor de potencia requerido] por [Mensaje, indicar la razón]. Hora de coordinación [Hora].

5 CC-Agente Entendido CCO-COES, a las [Hora] me solicita subir/bajar la generación en la unidad [Nombre de la unidad y de la Central] a [Valor de potencia requerido],

6 CCO-COES Correcto.

7 CC-Agente De acuerdo, [Hasta luego].


7.5. Realizar una llamada para arrancar o parar una unidad de generación



2 CCO-COES Buenos días, lo saluda [Nombre] del CCO-COES.


4 CCO-COES Lo llamaba para coordinar el arranque/ la parada de la unidad/central [Nombre de la unidad/central] por [Mensaje, indicar la razón]. Hora de coordinación [Hora].

5 CC-Agente Entendido CCO-COES, a las [Hora] me solicita arrancar/parar la unidad/central [Nombre de la unidad/central].

6 CCO-COES Es correcto.

7 CC-Agente De acuerdo, [Hasta luego].

8 CC-Agente [Hasta luego].

7.6. Realizar una llamada para conectar / desconectar un equipo de compensación reactiva



2 CCO-COES Buenos días, lo saluda [Nombre] del CCO COES.


4 CCO-COES Lo llamaba para coordinar conectar/desconectar el [Nombre del equipo] de la subestación [Nombre de la subestación]. Hora de coordinación [Hora].

5 CC-Agente Entendido CCO-COES, entonces a las [Hora] voy a conectar/desconectar el [Nombre del equipo] de la subestación [Nombre de la subestación].

6 CCO-COES Es correcto.

7 CC-Agente Aló CCO-COES, a las [Hora] confirmo que se conectó/desconectó el [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación]. [Hasta luego].


nuevo procedimiento técnico del coes n° 09 coordinación de ... … · operación en tiempo real...

Documents