Protocolo de ComunicacionVOZ

UNSA-Arequipa Protocolos de Comunicación de Voz Técnicas de Seguridad Eléctrica

Autor: Halire Yepez Humberto 30/11/2015 i

DEDICATORIA

A Dios, por permitirme llegar a este momento tan especial en mi vida. Por los triunfos y

los momentos difíciles que me han enseñado a valorarlo cada día más, A mi madre por

ser la persona que ha puesto la confianza en mí durante todo mi trayecto estudiantil y de

vida


Autor: Halire Yepez Humberto 30/11/2015 ii

AGRADECIMIENTOS

Mi agradecimiento a la Universidad Nacional San Agustín de Arequipa jnstitución en la

cual estudio por brindarme las oportunidades de ser un profesional capaz.

Al Ing. Holger Meza Delgado Docente de la asignatura de Técnicas de Seguridad

Eléctrica por sus valiosos conocimientos en el dictado de clases.

A mis padres y hermanas de los cuales siempre recibí su apoyo.


Autor: Halire Yepez Humberto 30/11/2015 iii

INDICE DEDICATORIA ................................................................................................................ i

AGRADECIMIENTOS .................................................................................................... ii

Introducción ...................................................................................................................... 1

Objetivos ........................................................................................................................... 3

Base legal .......................................................................................................................... 3

Abreviaturas y glosario de términos ................................................................................. 3

Glosario de términos ......................................................................................................... 6

Protocolo de comunicación ............................................................................................ 22

Norma técnica para la coordinación de la operación en tiempo real de los sistemas

interconectados ............................................................................................................... 24

Alcances.......................................................................................................................... 24

Obligaciones y responsabilidades ............................................................................... 24

Del coordinador .......................................................................................................... 25

De la delegación de funciones .................................................................................... 26

De los integrantes del sistema .................................................................................... 26

De la infraestructura para la coordinación .................................................................. 28

De la información de los integrantes del sistema ........................................................... 28

En tiempo diferido ...................................................................................................... 28

En tiempo real ............................................................................................................. 30

Coordinación de maniobras ........................................................................................ 31

Estados de alerta y emergencia ................................................................................... 32

Desarrollo de casos más comunes de comunicaciones ................................................... 32

Conclusiones ................................................................................................................... 36

Bibliografía ..................................................................................................................... 37

UNSA-Arequipa Protocolo Comunicación Voz Técnicas de Seguridad Eléctrica

Autor: Halire Yepez Humberto 30/11/2015 1

Introducción

Este documento fue tratado y aprobado en el ámbito del Comité de Trabajo de Tiempo

Real, con la participación de las empresas integrantes del COES.

La Resolución de la Dirección Ejecutiva N° 006-2010-D/COES, correspondiente al

establecimiento de un protocolo de comunicaciones de voz para la coordinación en

tiempo real del SEIN.

Para una adecuada difusión se ha programado exposiciones en las ciudades de Chiclayo,

Lima y Arequipa, de acuerdo al cuadro siguiente; en donde se harán presentaciones

ampliatorias a sus operadores y se absolverán consultas.

ParticipantesCiudad donde se realizará

la exposiciónFecha prevista

Empresas del Área Norte Chiclayo Viernes 01 de octubre de 2010

Empresas del Área Centro Lima Jueves 07 de octubre de 2010

Empresas del Área Sur Arequipa Viernes 15 de octubre de 2010

Que. El "Coordinador", según la Norma Técnica de Coordinación de la Operación en

Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTR), a cargo del COES, es

responsable de supervisar, controlar y autorizar diversas maniobras y coordinaciones

operativas que se produzcan en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y

por lo tanto requiere tener definido un protocolo de comunicaciones de voz.

Que, el protocolo de comunicaciones de voz para la Coordinación de la Operación en

Tiempo Real del SEIN tiene por objetivo definir una terminología común para una

comunicación eficaz entre el personal de los Centros de Control de los Agentes del SEIN

y el Centro Coordinador de la Operación en Tiempo Real del SEIN (CCO), a cargo de la

Sub Dirección de Coordinación de la Dirección de Operaciones del COES.

Que, en la reunión del Comité de Trabajo de Coordinación de la Operación en Tiempo

Real, realizado el jueves 9 de setiembre de 2010. se trató el informe técnico

COES/D/DO/SCO/IT-001-2010, respecto a la implementación de una terminología y

modos de comunicación de voz para la coordinación de la operación de tiempo real del

SEIN, en adelante llamado "Protocolo de Comunicaciones de Voz para la Coordinación

de la Operación en Tiempo Real del SEIN" o abreviadamente "Protocolo de

Comunicación de Voz", existiendo consenso en su aplicación.



RESUELVE:

Artículo Único

Aprobar el "Protocolo de Comunicación de Voz" que forma parte de la presente

Resolución, cuya vigencia se iniciará a partir del 20 de octubre de 2010, para su

utilización por todos los operadores en los Centros de Control de las instalaciones de los

integrantes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

La coordinación de la operación en tiempo real involucra comunicaciones frecuentes

entre el personal de los Centros de Control de los Agentes del SEIN y el CCO-COES.

Se ha observado que en las diversas comunicaciones telefónicas y en las comunicaciones

escritas se usan diversos términos para referirse al mismo equipo o expresar el mismo

término para diferentes equipos que ocasiona confusiones y en muchos casos se han

realizado acciones erróneas por esta causa.

Asimismo, la falta de un protocolo único en las comunicaciones telefónicas ha ocasionado

que el mensaje sea ineficaz y llegue al receptor en forma distorsionada o incompleta

produciéndose operaciones indebidas.

El manejo de un lenguaje común de los actores y una comunicación de voz bajo un

protocolo preestablecido ayudarán a una mejor comunicación, optimizando tiempos y de

esta manera evitarán acciones erradas producto de esta deficiencia.



Objetivos

Definir una terminología común y estándares para las comunicaciones de voz entre el

personal de los Centros de Control de los Agentes del SEIN y el Centro de Coordinación

de la Operación del SEIN (CCO-COES) para lograr una comunicación eficaz, que consta

en el presente documento llamado "Protocolo de Comunicación de Voz para la

Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN" o abreviadamente "Protocolo

de Comunicación de Voz".

Base legal

• Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los

Sistemas Interconectados-NTCOTR (numeral 5.3.6).

“El supervisor de turno del Integrante del Sistema que reciba oralmente una

disposición del Coordinador, la repetirá para asegurar al emisor la recepción

clara de la disposición. En caso sea requerido y tratándose de códigos, siglas,

u otras construcciones similares, en un mensaje hablado, se utilizará el Código

Fonético que establezca el Coordinador”. (R.D. Nº 014-2005-DGE, 2014)

• Procedimiento Técnico del COES N° 9 referente a la Coordinación de la Operado

del Sistema Interconectado Nacional (numeral 4.2.17).

Abreviaturas y glosario de términos



Glosario de términos

Abierto. Posición de un equipo de maniobra en la cual no permite el paso de la corriente

eléctrica a través de él.

Abrir. Cambiar de la posición cerrado a abierto un equipo de maniobra.

Agente. Empresa Generadora, Transmisora, Distribuidora o Usuario Libre que tiene

instalaciones conectadas al SEIN.

Aislar. Abrir o quitar el enlace de un área o parte del SEIN para que opere en sistema

aislado, por mantenimiento o por falla del enlace.

Ajustar. Cambiar los valores de los parámetros de ajuste de un relé de protección o

elemento del sistema de control, a valores especificados determinados mediante estudios

especializados.

Alarma. Aviso o señal que advierte la ocurrencia de un evento en el Sistema Eléctrico,

sobrecarga, variación de tensión, variación de frecuencia, desconexión o conexión de un

equipo. Una alarma se considera leve cuando no desconectan equipos y grave caso

contrario.

Alimentador. Línea de transmisión de baja tensión (menor a 30 kV) que lleva la energía

eléctrica a los usuarios finales de las empresas de distribución y usuarios libres.



Analista de tiempo real. Ingeniero de la SCO encargado del análisis eléctrico del SEIN

en estado estacionario, considerando el Programa Diario o la Reprogramación en tiempo

real.

Área operativa. Sección del Sistema Eléctrico Interconectado compuesto por centrales

de generación, subestaciones, redes de transmisión, redes de distribución y/o redes de

usuarios libres que pueden separarse del resto del Sistema y operar aisladamente en

situación de emergencia, por mantenimiento, por congestión o por falla en las líneas de

transmisión que la enlaza con el SEIN.

Arranque de un relé. Activación de alguna de las funciones de un relé de protección sin

ordenar apertura de interruptores.

Arrancar. Conjunto de maniobras manuales o automáticas, realizadas para que una

unidad de generación inicie su funcionamiento y esté preparada para ponerla en paralelo

con el SEIN.

Arranque independiente o Black Start. Propiedad que poseen algunas unidades de

generación, que les permite arrancar cuando existe ausencia del suministro eléctrico en la

red que alimenta sus servicios auxiliares,

Autorestablecimiento. Maniobras que realiza un integrante del SEIN, previa

autorización del CCO-COES, para normalizar su Sistema Eléctrico en forma autónoma,

siguiendo los lineamientos del Plan de Restablecimiento aprobados por el COES.

Bajar generación. Orden operativa para disminuir la potencia activa actual de una unidad

o central de generación a otro valor mayor o igual a su Potencia mínima.

Banda muerta. Rango de valores muy cercanos a un valor definido de un parámetro,

entre los cuales no se espera ninguna reacción de los equipos de control y/o de transmisión

de datos en el sistema SCADA,

Barra. Punto del Sistema Eléctrico donde se conectan dos o más equipos y preparado

para entregar y/o retirar energía eléctrica.

Barra de carga. Barra donde se realiza por lo menos un retiro de energía eléctrica, de un

Usuario libre o regulado.

Barra de generación. Barra donde se conecta (directamente o a través de un

transformador) al menos una unidad o central de generación y no tiene retiros de energía

de Usuarios libres o regulados.

Batimetría. Tabla de mediciones promedio del volumen de agua almacenado en un

embalse, tomando como referencia el nivel del mar.

Bloque horario. Período horario en el que los costos de generación son similares,

determinados en función de las características técnicas y económicas del Sistema

Eléctrico y el valor de la demanda. Están definidos tres bloques horarios: mínima, media

y máxima demanda.

Bloqueo o enclavamiento. Medio lógico, mecánico o eléctrico que impide el cambio de

la posición de un equipo de maniobra, con el fin de evitar maniobras indeseadas.



Calidad. Conjunto de condiciones establecidas que debe cumplir el servicio de

electricidad, los parámetros para medir la calidad del producto, del suministro y sus

tolerancias están definidos en la norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

Capacidad de regulación primaria. Potencia que una unidad generadora puede variar

por acción automática de su sistema de regulación de potencia/frecuencia, dentro de todo

su rango de generación, en 30 segundos como máximo.

Capacidad de regulación secundaria. Potencia que una unidad generadora puede variar

por acción automática o manual en forma sostenida por su sistema de regulación

potencia/frecuencia, dentro de todo su rango de generación, no menos de 30 minutos.

Características técnicas. Información estandarizada de los equipos del Sistema Eléctrico

(unidades de generación, equipos de compensación reactiva, líneas de transmisión,

transformadores y auto-transformadores), requerida para realizar estudios operativos.

Carga esencial. Consumo de hospitales y otras instalaciones (que defina OSINERGMIN)

para las cuales el servicio eléctrico es imprescindible o vital.

Caudal. Volumen de agua por unidad de tiempo, se expresa en m3/s.

Caudal natural. Caudal que fluye en forma natural por los ríos o hidroductos y que

provienen de las precipitaciones pluviométricas, filtraciones y deshielos de las cuencas

hidrográficas de! sistema de generación.

Caudal regulado. Suma del caudal natural más la descarga de embalses, que fluye a

través de los ríos o hidroductos cuyas aguas ingresan hacia los reservorios de regulación

o tazas del sistema de generación hidráulica.

Celda. Ubicación de una subestación en la cual están instalados los equipos de maniobra,

sistemas de control, medición y protección que se utilizan para conectar un equipo a una

barra del Sistema Eléctrico.

Central. Conjunto de instalaciones y equipos cuya función es generar energía eléctrica.

Las centrales que generan energía eléctrica a partir del aprovechamiento de la energía

potencial del agua se denominan hidráulicas y las centrales que generan energía eléctrica

a partir del calor obtenido de combustibles fósiles o nucleares se denominan

Termoeléctricas. Una central puede estar integrada por una o más unidades de generación.

Central con regulación. Central de generación hidroeléctrica que cuenta con un

reservorio que le da la capacidad para almacenar energía hidráulica. Su regulación es en

función a la capacidad disponible de sus reservorios y se clasifica en horaria, diaria,

semanal, mensual, anual y plurianual.

Central de pasada. Central de generación hidráulica que por su ubicación o diseño,

carece de la capacidad necesaria para almacenar el recurso hídrico; es decir aprovecha

todo el caudal de agua que ingresa a su sistema de generación.

Centro de Control. Sala equipada con infraestructura informática, audiovisual y de

comunicaciones donde se centralizan datos que son utilizados para supervisar y controlar

un sistema eléctrico.



Cerrado. Es la posición de un equipo de maniobra en la cual permite el paso de la

corriente eléctrica a través de él.

Cerrar. Cambiar de la posición abierto ha cerrado un equipo de maniobra.

Cogeneración. Proceso de producción mediante el cual se obtiene simultáneamente

energía eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente sanitaria, hielo, agua fría,

aire frío, etc.). La ventaja de la cogeneración es su mayor eficiencia energética.

Colapso. Pérdida o interrupción total del suministro eléctrico.

Condiciones de sincronismo. Condiciones eléctricas de tensión, frecuencia y ángulo de

fase que cumplen dos puntos energizados del sistema para conectarlos a través de un

interruptor...

Condiciones operativas previas o iniciales. Configuración que debe tener el Sistema

Eléctrico antes de desconectar o conectar un equipo ó sección del Sistema.

Conectar. Enlazar un equipo con el Sistema Eléctrico, mediante el cierre manual o

automático de uno o más interruptores.

Configuración Disposición de los elementos del Sistema Eléctrico o elementos de una

parte del mismo, que determina el conjunto de variables que definen el estado del Sistema

Eléctrico o parte de él, para un despacho dado de generación, carga en barras del sistema,

recursos de control y supervisión disponibles para la operación del Sistema Eléctrico.

Configuración de una subestación. Distribución de los sistemas de barra en una

subestación: simple barra, doble barra, doble barra con seccionador de transferencia,

anillo, interruptor y medio, etc.

Congestión. Situación en la que una línea de transmisión, transformador o

autotransformador de potencia ha llegado a su máxima capacidad de transporte.

Conmutador bajo carga. Accesorio de los transformadores y autotransformadores de

potencia, el cual les permite variar la posición de Tap cuando el equipo está conectado.

Contingencia. Evento inesperado en el Sistema Eléctrico que podría ocasionar la pérdida

o desconexión intempestiva de uno o más elementos, puede o no producir restricción de

suministro.

Control automático de generación (AGC). Sistema de supervisión y control de

múltiples áreas que utiliza datos en tiempo real para regular los niveles de generación de

manera de mantener la frecuencia del Sistema Eléctrico y los intercambios de potencia

entre áreas específicas en valores estipulados.

Coordinador. Entidad encargada de la programación, coordinación, supervisión y

control de la operación integrada de los recursos de generación y transmisión del Sistema

Eléctrico en tiempo real.

Coordinar. Son las acciones que realiza el Coordinador con los Agentes del SEIN para

concertar medios y esfuerzos, de tal manera que la operación del Sistema se ejecute de

acuerdo al programa de operación.



Costo de arranque. Costos combustible y no combustible incurridos por una unidad

térmica, desde su arranque hasta su puesta en paralelo.

Costo de combustible. Costo total del combustible utilizado por las unidades de las

centrales de generación para generar energía eléctrica, incluye los costos de compra,

transporte, tratamiento mecánico, químico y financiero.

Costo de parada. Costos combustible y no combustible incurridos por una unidad

térmica, después de salir de paralelo hasta su parada.

Costo de racionamiento. Costo promedio incurrido por los usuarios, al no disponer de

energía, y tener que obtenerla de fuentes alternativas.

Costo de operación diario. Costo total incurrido por las centrales de generación para

suministrar

la energía eléctrica requerida por el Sistema Eléctrico en el periodo de un día.

Costo marginal (CMg). Costo en que se incurre para producir una unidad adicional de

energía, o alternativamente el ahorro obtenido al dejar de producir una unidad,

considerando la demanda y el parque de generación que está operando. El costo marginal

varía por barra.

Costos variables (CV). Costos totales de operación por unidad de energía de unidad de

generación, comprenden los costos variables combustibles y los costos variables no

combustibles, son normalmente expresados para condiciones de máxima eficiencia.

Costo variable combustible (CVC). Gasto derivado del combustible para generar una

unidad de energía (kWh) y corresponde al consumo promedio necesario para generar una

potencia determinada.

Costo variable no combustible (CVNC). Gastos de operación y mantenimiento de una

unidad de generación y que guardan proporción directa con la producción de dicha

unidad.

Cuenca. Conjunto de reservorios naturales o artificiales cuyas aguas fluyen hacia los ríos

o hidroductos del sistema de generación hidráulica de una o más centrales de generación

hidroeléctrica.

Datos congelados. Son datos que llegan al sistema SCADA como válidos, pero no han

sufrido cambios durante un largo periodo.

Datos errados. Son datos que llegan al sistema SCADA con una etiqueta de válidos pero

que no muestran la medida (analógica o digital) real que llega de campo.

Déficit. Condición de operación en la que se puede encontrar el Sistema Eléctrico, si la

demanda supera a la oferta de generación.

Delegado. Integrante del SEIN que ha sido calificado y designado por el Coordinador,

para dar un apoyo eficiente y organizado cuando se presenten estados de alerta,

emergencia y recuperación, relacionados con la coordinación, supervisión y control de la

operación en tiempo real del Área Operativa de influencia que le asigne el Coordinador

por el tiempo que estime necesario.



Delegar. Dar potestad a un integrante del SEIN para que haga las veces de Coordinador

en un área del Sistema Eléctrico, en los estados de alerta, emergencia y recuperación.

Demanda. Potencia activa instantánea requerida por todas las cargas de un Sistema

Eléctrico en un instante determinado.

Demanda a nivel de generación. Es la demanda que se considera tomando el valor de la

suma de toda la generación que está en servicio en un sistema eléctrico.

Demanda de energía. Energía que requiere el Sistema Eléctrico en un periodo de tiempo

para suministrar la demanda.

Demanda programada. Demanda pronosticada que se utiliza para realizar el despacho

de corto y mediano plazo de las unidades de generación.

Descarga. Caudal evacuado de los reservorios naturales (lagunas) o artificiales (embalses

o presas) y que es utilizado para generar energía eléctrica.

Desconectar. Cortar el enlace de un equipo con el Sistema Eléctrico, mediante la apertura

manual o automática de uno o más interruptores.

Desconexión automática o intempestiva. Desconexión de un equipo por actuación de

su sistema de protección, debido a una falla propia o externa.

Desconexión manual. Desconexión intencional de un equipo, puede ser por

mantenimiento, operación o emergencia.

Despacho. Ejecución de la operación en tiempo real, con acciones preventivas y/o

correctivas dispuestas por el Coordinador con la finalidad de mantener el equilibrio entre

la oferta y la demanda del Sistema Eléctrico, considerando el mínimo costo de operación,

la seguridad y la calidad del suministro.

Diagrama unifilar. Representación esquemática de la distribución de los equipos de

potencia, de maniobra, de medición y de protección en una subestación de manera breve

y estandarizada con el fin de entender su funcionamiento u operación.

Diagrama unifilar funcional. Representación esquemática de la distribución de los

equipos de potencia, de maniobra y de medición en una subestación de manera breve y

estandarizada con el fin de entender su funcionamiento u operación.

Disponibilidad. Equipo de potencia libre de falla disponible para su funcionamiento

normal.

Disponibilidad de combustible. Cantidad útil de combustible (petróleo, carbón)

guardado en los tanques de almacenamiento de una central termoeléctrica o cantidad de

combustible gas autorizada a una central termoeléctrica, que se utiliza para la generación

de energía eléctrica. Distribuidora. Empresa responsable de las redes eléctricas de

distribución, que se dedica a las labores de distribución de la energía eléctrica en una

determinada área de concesión.

Embalse. Depósito artificial que se forma cerrando la boca de un valle mediante un dique

o presa, y en el que se almacenan las aguas de un río a fin de optimizar su uso para la

producción de energía eléctrica.



Energizar. Poner potencial a un equipo que está desconectado

Enlace. Línea o conjunto de líneas de transmisión que unen dos subestaciones del Sistema

Eléctrico.

Equipo de compensación reactiva. Equipo que sirve para compensar de forma

automática o manual la falta o exceso de potencia reactiva en un punto del Sistema

Eléctrico.

Equipo de maniobra. Interruptores y seccionadores de potencia cuya función es conectar

y desconectar físicamente un equipo del Sistema Eléctrico.

Estación meteorológica. Instalación equipada, donde se realizan mediciones

pluviométricas, presión atmosférica, evaporación, temperatura, caudales, volúmenes y

otros con fines estadísticos útiles para la operación de los sistemas hidráulicos.

Estado. Condición del Sistema Eléctrico determinado por su nivel de seguridad eléctrica.

Estado de alerta. Condición en la que el Sistema Eléctrico opera estacionariamente,

manteniendo el balance de potencia activa y reactiva, pero sus condiciones 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 Agentes del Sistema

Eléctrico deben realizar las coordinaciones y maniobras necesarias para recuperar el

estado normal del Sistema Eléctrico, en el menor tiempo posible.

Estado de emergencia. Condición en la que luego de haberse producido una perturbación

en el Sistema, la frecuencia y la tensión se apartan de los valores en estado de operación

normal y la dinámica que ha adquirido el mismo, amenaza su integridad, siendo necesario

tomar medidas de emergencia, como rechazar carga o desconectar generación en forma

significativa. En este estado se suceden acciones automáticas de protección y rechazo de

carga para aislar los elementos o porciones falladas del Sistema Eléctrico con el fin de

estabilizarlo.

Estado de recuperación. Situación en la que, concluido el estado de emergencia, el

Sistema Eléctrico ha quedado en estado estacionario pero con restricciones significativas

del suministro. Se llevan a cabo coordinaciones y maniobras para la reconexión de

generación y de carga, a fin de restablecer el estado normal del Sistema Eléctrico.

Estado normal de operación. Condición estacionaria del Sistema Eléctrico en el que

existe un balance de potencia activa y un balance de potencia reactiva, los equipos de la

red eléctrica operan sin sobrecarga y el Sistema Eléctrico opera dentro de los márgenes

de tolerancia permitidos para la frecuencia (frecuencia = 60+/-0,6% ) y tensión

(Tensión=Tensión de Operación +1-5%)

Evento. Suceso imprevisto que ocurre en el Sistema Eléctrico.

Factor de pérdidas marginales. Valor que refleja las variaciones de pérdidas de potencia

activa que se producen en el Sistema de Transmisión, por el retiro de una unidad de

generación en una determinada barra del Sistema Eléctrico.



Falla. Defecto que se presenta en un equipo del Sistema Eléctrico (generador,

transformador, línea de transmisión, equipo de compensación reactiva, etc.) y que

provoca su desconexión por actuación del sistema de protecciones.

Flujo de potencia en línea. Simulación del flujo de potencia que se realiza considerando

como escenario inicial los datos de los parámetros eléctricos y configuración en tiempo

real del sistema, con datos tomados del sistema SCADA.

Flujo de potencia óptimo. Simulación del flujo de potencia en un sistema eléctrico

utilizando un modelo de despacho económico óptimo que tiene en cuenta los costos

variables de las unidades de generación, así como las pérdidas y restricciones en la red de

transmisión eléctrica.

Generación mínima técnica. Potencia activa mínima que puede generar una unidad en

condiciones normales de operación.

Generación parcial. Valor de la potencia activa generada por una unidad de generación,

comprendida entre sus potencias máximas y mínima.

Generador. Titular de una concesión o autorización de generación. En la generación se

incluye la cogeneración y la generación distribuida.

Horas de operación. Tiempo que una unidad de generación opera en paralelo con el

SEIN.

Indisponibilidad. Condición de un equipo cuando no puede realizar su función.

Información en tiempo real. Flujo de información (medidas, estados y alarmas de

equipos de maniobra) intercambiada en tiempo real entre los agentes del SEIN y el

Coordinador, se utiliza para la supervisión en tiempo real del Sistema Eléctrico.

Información operativa. Datos que el Coordinador ofrece a los integrantes del SEIN con

el fin de alertar o comunicar sobre algún evento en el Sistema Eléctrico.

Informe preliminar y final de perturbación. Documento técnico en el que se describen

los eventos originados por la ocurrencia de una perturbación en el Sistema Eléctrico.

Instalaciones. Conjunto de equipos de generación, transmisión y distribución que forman

el Sistema Eléctrico, cuya función es llevar la energía eléctrica desde los centros de

generación hasta los puntos de consumo.

Integral de variaciones diarias de frecuencia (IVDF). Indicador de calidad de

frecuencia contemplado en la NTCSE, considera el desfase de la frecuencia instantánea

en un periodo de 24 horas más el acumulado desde el 1ro de enero del año en curso. Se

expresa en ciclos.

Integrante. Empresa generadora, transmisora, distribuidora y usuario libre que tiene

instalaciones conectadas al SEIN y que está registrada como integrante del COES.

Interrupción. Falta de suministro eléctrico en un punto del Sistema Eléctrico. Las

interrupciones pueden ser causadas, entre otras razones, por salidas de equipos por

mantenimiento, por maniobras, por ampliaciones, etc., o aleatoriamente por mal

funcionamiento o fallas; lo que incluye, consecuentemente, aquellas que hayan sido



programadas oportunamente. Interruptor. Equipo de maniobra utilizado para conectar y

desconectar un equipo del Sistema Eléctrico.

Límite de operación de un enlace. Máxima capacidad de potencia y corriente que se

puede transmitir por un enlace, este límite puede estar impuesto por estabilidad

permanente, de tensión o simplemente el límite térmico del conductor.

Línea de transmisión. Equipo de transmisión que enlaza dos subestaciones en el Sistema

Eléctrico.

Maniobra. Acción de control que se ejecuta sobre los equipos de maniobra, con el fin de

desconectar o conectar un equipo por mantenimiento programado, por operación o luego

de una perturbación. Las maniobras pueden ser locales (desde la misma subestación) o

por telemando (remotas desde un centro de control).

Maniobra operativa. Maniobra que se realiza para desconectar o conectar un equipo del

Sistema Eléctrico, con el fin de regular parámetros eléctricos y mantener el estado normal

de operación.

Mantenimiento. Actividades que se realizan en las instalaciones y los equipos del

Sistema Eléctrico para que puedan seguir funcionando adecuadamente.

Mantenimiento correctivo. Actividad que se realiza con la finalidad de superar la

presencia de una operación anormal o una avería en un equipo o en sus componentes, que

origina limitaciones en su funcionamiento y que podría ocasionar la indisponibilidad

parcial o total del mismo. En función a las condiciones operativas estos trabajos pueden

ser de emergencia o programados.

Mantenimiento mayor. Actividad cuya ejecución requiere el retiro total de la unidad

generadora o equipo principal de transmisión durante un periodo superior a 24 horas.

Mantenimiento no programado. Mantenimiento de un equipo que no está aprobado en

los programas de mantenimiento.

Mantenimiento preventivo. Actividades que son ejecutadas con periodicidad, sobre la

base de un plan de trabajo elaborado por los agentes del SEIN para cada uno de los

equipos y que normalmente involucran las tareas recomendadas por los fabricantes, con

el objeto de reducir la probabilidad de daños en el equipamiento y/o pérdidas de

producción.

Mantenimiento programado. Mantenimiento de un equipo determinado aprobado por

la SRP y considerado en los programas de operación del SEIN, puede ser con o sin

indisponibilidad del equipo.

Mínima carga. Calificación que se le da a una unidad de generación térmica, con fines

operativos, indica que la unidad no es requerida por el Sistema eléctrico en un cierto

periodo de tiempo, pero en el mediano plazo es más conveniente mantenerla en esta

condición a sacarla fuera de servicio.

Mínima frecuencia. Reducción de la frecuencia de! Sistema Eléctrico a un valor menor

a 59 Hz, y que activa el ERACMF.



Mínima tensión. Reducción de la tensión, en alguna barra del Sistema Eléctrico, hasta

un valor que active el ERACMT.

Nivel del embalse. Altura del agua medida en la presa de un embalse, se utiliza para

estimar el volumen de agua almacenado en el embalse considerando sus datos de

batimetría.

Normatividad. Conjunto de normas y procedimientos técnicos que regulan el sector

eléctrico.

Onda portadora. Medio de comunicación que utiliza los conductores de las líneas de

transmisión para transmitir datos de una subestación a otra.

Operación a mínimo costo. Programa de despacho de las unidades de generación

optimizado, que considera como función objetivo minimizar los costos de operación.

Operación en Tiempo Real. Conjunto de actividades necesarias para garantizar la

continuidad y seguridad del suministro de energía eléctrica, y el correcto funcionamiento

del sistema de generación y transmisión, asegurando que la energía producida por los

generadores sea transportada hasta las redes de distribución con las condiciones de

calidad y seguridad que son exigibles en aplicación de la normativa vigente.

Orden de arranque. Orden operativa para que una unidad de generación inicie su

funcionamiento y sea conectada al Sistema Eléctrico.

Orden de parada. Orden operativa para que una unidad de generación sea desconectada

del Sistema y termine su funcionamiento.

Orden operativa. Cualquier instrucción que emite el Coordinador a los Agentes del

Sistema Eléctrico, como parte de sus funciones.

Oscilación. Variación cíclica de potencia y tensión que puede originarse en alguna parte

del sistema por acción no deseada de los consoladores de las unidades de generación.

Parque generador. Conjunto de todas las unidades de generación eléctrica instaladas en

el Sistema.

Pérdida del enlace de comunicación. Suspensión o caída temporal del enlace de

comunicación ICCP de algún integrante del Sistema Eléctrico con el sistema del

Coordinador.

Período de avenida. Período donde en forma cíclica se producen las precipitaciones

pluviométricas con cierta regularidad, las que permiten almacenar agua en los reservorios

del sistema de generación hidráulica que mayormente se produce entre los meses de

noviembre y mayo del siguiente año.

Período de estiaje. Período donde en forma cíclica se registra una disminución de

precipitaciones pluviométricas y que origina la reducción de los caudales naturales, que

para fines de operación del sistema hidráulico del SEIN, es posible complementarlos con

un programa de descarga de reservorios.



Permuta de rechazo de carga. Son los acuerdos bilaterales al que pueden llegar dos

agentes del Sistema Eléctrico, los cuales fueron considerados para el rechazo de carga,

mediante el cual un integrante rechaza la carga que la otra está obligado a rechazar.

Perturbación. Cualquier evento que altera el balance de potencia activa o reactiva en el

Sistema Eléctrico, originada por la salida forzada de uno o más de sus componentes.

Plan de restablecimiento. Conjunto de procedimientos guía y criterios elaborados para

restablecer el Sistema Eléctrico luego de ocurrida una perturbación.

Plena generación. Máxima potencia activa que puede entregar una unidad de generación

en forma continua y sin sobrecarga.

Potencia nominal. Potencia máxima continua para la que una unidad de generación o

equipo fue diseñado.

Potencia reactiva inductiva / capacitiva. Potencia reactiva que se absorbe (inductiva) o

que se inyecta (capacitiva) en alguna barra del Sistema Eléctrico.

Procedimiento de maniobras. Documento estandarizado donde se detalla la secuencia

de maniobras para desconectar o conectar un equipo o un área del Sistema Eléctrico.

Programa de mantenimiento. Relación de mantenimientos que consideran la

indisponibilidad de unidades generadoras o equipos principales del sistema de

transmisión, a ejecutarse en el horizonte de un programa de operación.

Programa diario de operación (PDO). Documento emitido diariamente por el

Coordinador que considera la operación a mínimo costo y las premisas para la operación

en tiempo real del Sistema Eléctrico, garantizando la seguridad y calidad del suministro,

su vigencia es de 0 a 24 horas. Son parte del PDO el pronóstico de la demanda, el

despacho de las unidades de generación, el programa de mantenimiento y pruebas, y los

procedimientos de maniobra.

Programa semanal de operación (PSO). Es aquel que está constituido por el Programa

Semanal de Mantenimiento y el Programa de Despacho Semanal.

Programador de la operación en tiempo real. Especialista de la SCO encargado de la

reprogramación del despacho previsto en el PDO u otro reprograma anterior.

Pronóstico de la demanda. Actividad que se realiza para estimar la demanda futura total

y por Áreas del Sistema Eléctrico, considerando los datos históricos y las variaciones de

carga informadas por los Usuarios.

Protecciones internas. Relés de protección instalados en las instalaciones de los usuarios

libres y que protegen a sus equipos de fallas externas.

Protocolo de comunicaciones. Forma en que los sistemas de comunicación transmiten

sus datos entre ellos y con el exterior.

Pruebas. Actividades que se realizan sobre un equipo que está conectado al Sistema

Eléctrico con propósitos diferentes al despacho económico.

Punto de entrega. Barra del Sistema Eléctrico donde dos agentes realizan intercambios

de energía.



Racionamiento. Relación de cargas, programadas en el PDO, que deben rechazar los

Usuarios libres y Usuarios Regulados debido a una situación de déficit de generación.

Rangos de frecuencia máximo y mínimo. Valores de tolerancia dentro de los cuales

puede mantenerse la frecuencia del Sistema Eléctrico sin transgredir ningún indicador de

calidad, contemplado en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

Rechazo automático de generación. Desconexión automática de unidades de

generación, debido a una significativa variación de frecuencia, con el objeto de evitar

danos físicos.

Rechazo automático de carga. Desconexiones de carga por acción automática de relés

de mínima frecuencia, que se realizan con la finalidad de preservar la estabilidad y

seguridad del Sistema Eléctrico. Los esquemas de rechazo automático de carga son

preestablecidos mediante estudios eléctricos que son efectuados anualmente por el COES.

Rechazo manual de carga. Desconexiones de carga dispuestas por el Coordinador o los

Centros de Control de los Agentes del SEIN, para preservar la estabilidad y seguridad del

mismo, en caso de no tener disponible un esquema de rechazo automático de carga o éste

haya sido insuficiente.

Reconexión automática de carga. Conexión automática del suministro interrumpido por

actuación del ERACMF, luego que la frecuencia del sistema se ha restablecido

adecuadamente, se instalan con el objeto de reducir el tiempo de interrupción.

Reducción de carga. Disminución de la carga de un usuario libre por actuación de

protecciones internas, no se interrumpe el punto de suministro.

Referencia horaria. Hora GPS tomada como referencia para la operación en tiempo real

del Sistema Eléctrico.

Registro oscilo gráfico. Registros de los relés de protección y registradores de fallas que

permiten ver las formas de onda de la corriente, tensión y potencia trifásicas, además de

algunas señales digitales, antes, durante y después de una perturbación, con fines de

análisis.

Regulación de frecuencia. Acciones necesarias para mantener el equilibrio entre la

oferta de generación y la demanda, con el fin de mantener la frecuencia del sistema dentro

de las tolerancias permisibles. El Coordinador establece la frecuencia de consigna y las

empresas generadoras son responsables a través de sus Centros de Control, de efectuar la

regulación de la misma, siguiendo las disposiciones del Coordinador. El control de

frecuencia en un primer nivel es realizado por todas las centrales de generación de

acuerdo a su estatismo, y en un segundo nivel, por las centrales de regulación

complementaria.

Regulación de tensión. Acciones necesarias para mantener los niveles de tensión dentro

de las tolerancias permisibles definidos para el sistema. La responsabilidad de la

regulación de tensión de cada área corresponde en un primer nivel a los Centros de

Control, tomando acción sobre los equipos de generación y compensación de potencia

reactiva. En segundo nivel corresponde al Coordinador dar directivas para las maniobras



de equipos de compensación reactiva, generadores y en última instancia lineas de

transmisión.

Regulación Primaria de Frecuencia (RPF). Acción automática e instantánea de los

reguladores de velocidad de las unidades de generación, ante cambios súbitos en la

frecuencia del sistema en un lapso de 0 a 10 segundos. Tiene como objeto absorber los

desequilibrios entre la oferta y demanda del Sistema para tratar de mantener la frecuencia

en un nivel o rango determinado. La variación de carga de la central debe ser sostenible

al menos durante los siguientes 30 segundos.

Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF). Acción automática o manual sobre el

regulador de velocidad de una unidad de generación, que complementa la acción de la

Regulación Primaria de Frecuencia. Tiene como objeto equilibrar la oferta y la demanda,

manteniendo el valor de la frecuencia dentro de límites permisibles mientras se recupera

la reserva rotante de las unidades que participan de la regulación primaria de frecuencia,

en tanto se recupera carga, y/o se reasignan de manera óptima el recurso de generación

para satisfacer la demanda. Esta regulación debe ser sostenible al menos durante 30

minutos.

Relé de protección. Dispositivo del sistema de protección cuya función es censar las

corrientes y tensiones por los equipos de transmisión del Sistema y dan una orden de

disparo a los interruptores, cuando estos parámetros sobrepasan un ajuste dado (SCO).

(Buscar definición en literatura técnica)

Rendimiento hídrico. Cantidad de potencia en MW que puede generar una unidad de

generación hidroeléctrica por cada m3/s de caudal.

Rendimiento térmico. Porcentaje de la energía térmica de entrada a una central de

generación, que es realmente transformada en energía eléctrica.

Reprogramación. Reformulación del Programa Diario de Operación (PDO) por un

acontecimiento no previsto en el Programa de operación vigente.

Reserva fría. Sumatoria de las capacidades de potencia disponibles de las unidades no

sincronizadas y listas para ingresar en servicio a solicitud del Coordinador.

Reserva rotante. Margen de capacidad de generación de las centrales en operación para

llegar a la máxima potencia de generación disponible, en cualquier instante.

Este margen de capacidad de generación resulta de la diferencia entre la sumatoria de las

capacidades disponibles de las unidades sincronizadas al Sistema Eléctrico y la sumatoria

de sus potencias entregadas al sistema. En el SEIN usualmente se la clasifica en dos tipos:

a) Reserva de Regulación Primaria: Margen de reserva rotante en las centrales que

responden automáticamente a cambios súbitos de la frecuencia en un lapso de 0 a 10

segundos. La variación de carga de la central debe ser sostenible al menos durante los

siguientes 30 segundos.

Reserva de Regulación Secundaria: Margen de reserva rotante en las centrales que están

operando y que responden a cambios de generación por regulación manual y sostenible

al menos durante 30 minutos.



Restablecer el suministro. Maniobras ejecutadas con el fin de reponer el suministro

eléctrico a los usuarios.

Restablecimiento. Acciones coordinadas con los agentes del SEIN con el fin de llevar al

Sistema Eléctrico del estado de recuperación al estado normal de operación.

Restricción Operativa. Limitación técnica de un equipo de generación o de transmisión

que le impide aprovechar al máximo su capacidad nominal o de diseño.

Restricciones de capacidad de transmisión. Limitaciones de la capacidad de

transmisión de potencia de los equipos integrantes de la red de transmisión del Sistema

Eléctrico, resultantes de los análisis estáticos y dinámicos del Sistema Eléctrico que

consideran los riesgos de causar daño o perjuicio a los equipos o al sistema, y el

cumplimiento de las condiciones exigidas por la NTCSE.

Restricción de mínimo caudal. Caudal promedio del dia necesario para atender los

compromisos de uso del agua por la agricultura o el agua potable. Puede tener dos

componentes, siendo el primero el agua turbinada y, el segundo, agua vertida.

Restricciones hidráulicas. Restricciones de mínimo caudal, de tiempos de viaje del agua,

niveles máximos y mínimos de los embalses, capacidad de conducción de los túneles y

ductos de conducción de agua, y de turbidez del agua en las cuencas de las centrales de

generación.

Riesgo de falla. Probabilidad que tiene un equipo de fallar durante su funcionamiento.

Seccionador. Equipo de maniobra utilizada para aislar visiblemente un equipo del

Sistema Eléctrico o para conectarlo a tierra franca, los seccionadores sólo son

maniobrados luego de la apertura o antes del cierre de un interruptor.

Secuencia de eventos. Relación cronológica de los eventos presentados durante y

después de una perturbación en el Sistema Eléctrico.

Secuencia de maniobras. Descripción ordenada de las maniobras a seguir para conectar

o desconectar un equipo del Sistema Eléctrico, considerando las condiciones previas que

se deben cumplir para su ejecución.

Seguridad. Margen que se le da a un parámetro eléctrico a fin de garantizar la integridad

del Sistema Eléctrico.

Selectividad. Característica de los sistemas de protección, con la cual deben aislar del

Sistema

Eléctrico, sólo el elemento o elementos fallados, no interfiriendo con las partes libres de

falla.

Servicios auxiliares. Consumo de electricidad necesario para el funcionamiento de las

centrales de generación y subestaciones de los sistemas de transmisión y distribución.

Sincronizar. Enlazar dos áreas o partes del Sistema Eléctrico que están separadas

físicamente, pero unidas eléctricamente, cumpliendo ciertas condiciones previas llamadas

condiciones de sincronismo.



Sistema aislado. Sistema eléctrico o área del SEIN que opera de manera independiente,

es decir sin estar enlazada eléctricamente con el SEIN.

Sistema de distribución. Conjunto de líneas eléctricas con tensiones nomínales iguales

o menores a 35 kV, subestaciones y equipos asociados, destinados a la distribución de

energía eléctrica.

Sistema de protección. Conjunto de dispositivos y elementos de protección, cuya

función es desconectar los equipos que protegen ante la presencia de una perturbación.

Sistema de transmisión. Conjunto de líneas eléctricas con tensiones nominales

superiores a 35kV, subestaciones y equipos asociados, destinados al transporte de energía

eléctrica.

Sistema Interconectado. Conjunto de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas

conectadas entre sí, así como sus respectivos centros de despacho de carga, que permite

la transferencia de energía eléctrica entre dos o más sistemas de generación.

Sistema Principal de Transmisión. Parte del sistema de transmisión, común al conjunto

de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad

y la libre comercialización de la energía eléctrica.

Sistema Secundario de Transmisión. Parte del sistema de transmisión destinado a

transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una barra der-

Sistema Principal de Transmisión. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias

para entregar electricidad desde una central de generación hasta una barra del Sistema

Principal de Transmisión. Sobreoferta de generación hidráulica. Condición de

operación en la que la oferta de generación hidráulica es mayor a la demanda para un

horizonte determinado.

Sobretensión. Valores de tensión en una barra del Sistema Eléctrico que superan el rango

permitido al estado normal de operación.

Sobrecarga. Condición en la que un equipo del Sistema Eléctrico está operando por

encima de su capacidad nominal declarada.

Sobrecarga admisible. Porcentaje de la capacidad nominal de un equipo de transmisión

hasta la cual puede operar sin sufrir daños significativos en un periodo de tiempo

determinado. La sobrecarga y el tiempo que puede permanecer en esta condición son

declarados por el propietario del equipo.

Subestación. Edificación del Sistema Eléctrico donde están instalados las barras,

equipamiento de celdas de los equipos de transmisión, transformación y compensación,

y que sirven como puntos de enlace entre dos o más equipos.

Subestación desatendida. Subestación completamente automatizada donde la

supervisión y operación de sus equipos se realiza remotamente, no cuenta con personal

permanente en sus instalaciones.

Subir generación. Orden operativa para incrementar la potencia activa actual de una

unidad o central de generación a un valor determinado, menor a su potencia máxima.



Suministrador. Empresa propietaria de instalaciones de generación con la cual un

usuario libre o regulado tiene un contrato de compra / venta de energía eléctrica.

Suministro de electricidad. Servicio de proveer de electricidad a un usuario del Sistema

Eléctrico.

Supervisor de turno. Persona responsable de las coordinaciones y maniobras en el

Centro de Control de los agentes del SEIN.

Tap. Cada uno de los gradines del conmutador de tomas de los transformadores y

autotransformadores de potencia.

Tensión de operación. Tensión de una barra, más conveniente técnicamente, a la cual el

generador, transmisor, distribuidor y/o usuario libre acuerda operarla. Su valor deriva de

estudios especializados y puede variar a través de un ciclo de carga. En las barras de

entrega la tensión de operación es compatible con lo establecido en la NTCSE).

Tiempo admisible de sobrecarga. Tiempo durante el cual se acepta que un equipo sea

operado con valores de carga superiores a su potencia nominal.

Tiempo de arranque. Tiempo medido desde el inicio del funcionamiento de una unidad

de generación hasta su puesta en paralelo con el Sistema Eléctrico.

Tiempo de desplazamiento del agua. Tiempo que demora el agua en viajar desde un

punto a otro, generalmente desde un embalse hasta la central de generación u otro embalse

aguas abajo del mismo.

Tiempo de respuesta. Tiempo que tarda la máquina desde la orden de la variación de la

potencia hasta su estabilización en el nuevo valor de potencia. Es el efecto de la respuesta

de tiempo de la columna de agua, la constante de tiempo de respuesta del introductor, la

constante de tiempo de vencimiento de la masa inercial turbina-generador y la respuesta

del regulador.

Tiempo entre arranques sucesivos. Tiempo mínimo que una unidad de generación debe

permanecer apagada, luego de ser desconectada, antes de ser nuevamente conectada al

Sistema Eléctrico.

Tiempo mínimo de operación. Tiempo mínimo que debe operar una unidad de

generación antes de ser desconectada.

Trampa de onda. Aparato que se conecta en serie a los conductores de las líneas de

transmisión de alta y muy alta tensión, cuya función es permitir la comunicación por onda

portadora.

Transformador / autotransformador de potencia. Equipos de transmisión cuya

función en elevar o disminuir la tensión en diferentes puntos del Sistema Eléctrico.

Transformador de medida. Equipos instalados en las celdas de las subestaciones, los

cuales sirven para transformar la tensión y corriente, que circula por ellos, a niveles que

pueden ser usados en los equipos de protección y medición.



Transformador zig-zag. Equipos instalados en las barras de distribución aguas debajo

de los devanados en Delta de los transformadores de potencia, los cuales son usados para

fijar un punto de referencia a tierra a los relées de protección homopolar.

Transmisora. Empresa propietaria o concesionaria de las redes eléctricas de transmisión.

Unidad de generación. Conjunto formado por una máquina generadora (turbina +

excitatriz + alternador + transformador elevador) y los equipos asociados a ella (de

regulación y maniobras). En el caso de centrales termoeléctricas, es el arreglo motor

primo-generador y transformador asociado.

Unidad de arranque rápido por emergencia. Unidad que constituye parte de la reserva

fría del Sistema Eléctrico cuya capacidad de generación puede estar en funcionamiento

en un tiempo menor a 10 minutos.

Usuario. Toda persona natural o jurídica que se conecta y consume energía eléctrica del

SEIN.

Usuario libre. Usuarios conectados al SEIN no sujetos a regulación de precios por la

energía o potencia que consumen.

Usuario regulado. Usuarios sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que

consumen, son los clientes de las empresas distribuidoras.

Vertimiento. Caudal o volumen de los reservorios (naturales o artificiales) no utilizado

para la generación, originados por los excesos en los límites de capacidad nominal de los

embalses, o provocados en forma natural (abundancia de aporte natural), o en forma

accidental o por una descoordinación en la operación.

Protocolo de comunicación

Estructura General



Pasos obligatorios. Solo en Estados Operativos de "Emergencia o Restablecimiento" se

puede obviar el saludo y la despedida.

IDENTIFICACION



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.

Solicitud: Requerimiento o consulta sobre un tema operativo.

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.

Aspectos Generales:

Será de uso opcional, el empleo de la hora que se realiza la maniobra.

Toda comunicación telefónica será impartida o recibida por los teléfonos operativos

grabados.

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.

Norma técnica para la coordinación de la operación en tiempo real de los sistemas

interconectados

Alcances

Son alcances de la presente Norma:

a) Establecer los criterios y procedimientos que se deben seguir para la operación en

tiempo real de los Sistemas Interconectados;

b) Establecer las obligaciones del Coordinador de la Operación en Tiempo Real del

Sistema, relacionadas con la coordinación, supervisión y control de la operación del

Sistema; así como con la información que debe transferir a los Integrantes del

Sistema, la DOCOES, la Dirección y al OSINERG; incluyendo su forma y

oportunidad de entrega.

c) Establecer las obligaciones de los Integrantes del Sistema, relacionadas con la

operación de sus instalaciones; así como con la forma y oportunidad de entrega de

la información necesaria para el cumplimiento de las funciones del Coordinador.

Obligaciones y responsabilidades

• Los Integrantes del Sistema están obligados a operar sus instalaciones y a

suministrar la información necesaria para coordinar la operación del Sistema,

conforme lo señala la presente Norma.

• Las sanciones a que hubiere lugar por el mal servicio, mala operación y/o el

incumplimiento por parte del Coordinador y de los Integrantes del Sistema, de la

Ley, su Reglamento, las Normas, los Procedimientos Técnicos del COES y de la



presente Norma, son competencia del OSI-NERG conforme al numeral 9.1 de la

presente Norma.

Del coordinador

El Coordinador es responsable de la coordinación de la operación en tiempo real del

Sistema a que se refiere el Artículo 92° del Reglamento e interactuará

permanentemente con los Integrantes del Sistema, y pondrá a disposición del público

la información de la operación, a través de la respectiva página WEB en un tiempo de

entrega conveniente que permita su emisión en forma confiable (no debe ser mayor de

24 horas después de haberse efectuado la operación diaria). La actividad de

coordinación se desarrolla las 24 horas del día de todos los días del año.

El Coordinador contará necesariamente con un centro de control con los recursos

humanos necesarios, de probada experiencia en la operación de sistemas eléctricos de

potencia y a dedicación exclusiva; deberá tener un jefe de coordinación y dispondrá

de ingenieros coordinadores de turno, ingenieros analistas y personal de apoyo.

El Coordinador debe mantener informados a los Integrantes del Sistema, la DOCOES,

la Dirección y al OSINERG de la relación actualizada del personal con que cuenta,

especificando la identidad y función de cada uno de ellos.

Son funciones del Coordinador:

a) Coordinar, supervisar y controlar la ejecución de la operación en tiempo real del

Sistema siguiendo el Programa de Operación Diario o su reprogramación;

b) Reprogramar la operación del Sistema cuando corresponda, según lo establecido

en el numeral 4.3 en coordinación con los Integrantes del Sistema;

c) Determinar y disponer la aplicación de la configuración más apropiada del

Sistema para permitir su adecuada operación, considerando criterios de seguridad,

calidad y economía, siguiendo en lo posible lo establecido en el Programa de

Operación Diario o su reprogramación;

d) 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;

e) Coordinar, disponer y autorizar a los Integrantes del Sistema la ejecución de

maniobras y órdenes operativas para garantizar la seguridad del Sistema y la calidad

del servicio, siguiendo en lo posible el Programa Diario de Operación o su

reprogramación;

f) Intercambiar información en tiempo real con los Integrantes del Sistema;



g) 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;

h) Supervisar las variables hidráulicas de las centrales hi-droeléctricas, y la

disponibilidad de combustible almacenado en las centrales termoeléctricas;

i) Controlar la calidad y seguridad del Sistema conforme

a la normatividad vigente.

j) Dirigir el restablecimiento del Sistema luego de producida una perturbación. En

Estado de Emergencia, determinará el estado del Sistema y dispondrá las acciones para

su restablecimiento. En particular, coordinará con los Integrantes del Sistema las

condiciones de calidad de la frecuencia para la interconexión de las Áreas Operativas

que se hayan restablecido;

k) Registrar, evaluar y difundir la información de la Operación en Tiempo Real del

Sistema, para lo cual establecerá un sistema mecanizado adecuado;

l) Informar a los Integrantes del Sistema, por el medio más adecuado e inmediato, la

operación ejecutada y por ejecutar sobre la base del Programa de Operación Diario.

De la delegación de funciones

• El Coordinador podrá delegar temporalmente parte de sus funciones, a uno o más

Integrantes del Sistema con el objeto de dar cumplimiento a las mismas;

• La delegación de funciones está orientada a facilitar la subsanación de situaciones

en Estados de Alerta, Emergencia y Recuperación, relacionadas con la

coordinación, supervisión y control de la Operación en Tiempo Real del Área

Operativa de influencia que asigne el Coordinador a un Integrante del Sistema por

el tiempo que estime necesario, quien está obligado a aceptar la delegación

dispuesta por el Coordinador;

• La delegación de funciones debe ser previamente establecida mediante un

convenio, en el cual se establecerán las responsabilidades y el monto que el

Coordinador abonará a los delegados.

• La delegación de funciones será registrada por el Coordinador y por el Integrante

del Sistema delegado y debe efectuarse en los términos y condiciones que

contribuyan a garantizar la seguridad, confiabilidad y libre acceso a las redes

durante el período que el Coordinador determine.

• El Delegado debe contar con los recursos y la infraestructura necesaria y estar

formalmente calificado por la DOCOES para realizar la función. El Delegado

contará con las mismas facultades y prerrogativas del Coordinador en su área

operativa de influencia y siempre bajo las directivas de éste.

De los integrantes del sistema

• Cada Integrante del Sistema contará necesariamente con un Centro de Control para

la operación en tiempo real de sus instalaciones; así como, estará obligado a cumplir

las disposiciones del Coordinador y contará con los recursos humanos y materiales

necesarios para operar físicamente sus instalaciones, adquirir automáticamente



información de su Sistema, coordinar e intercambiar información en tiempo real

con el Coordinador. Los distribuidores y clientes libres con una demanda total

menor o igual a 30 MW y titulares de generación con centrales cuya suma total de

potencias efectivas sea menor o igual a 10 MW no están obligados a contar con un

Centro de Control, pero deben contar durante las 24 horas del día con un supervisor

responsable de la operación de sus instalaciones.

• Los Centros de Control deben contar permanentemente con un supervisor de turno

encargado de supervisar y controlar la operación de sus instalaciones. Asimismo,

deben contar con un responsable de la operación, en calidad de jefe del Centro de

Control. Estas designaciones deberán ser comunicadas al Coordinador.

• Los Integrantes del Sistema son responsables de la seguridad de las personas y de

sus instalaciones.

• Los Integrantes del Sistema que deben contar con un Centro de Control, tienen las

siguientes obligaciones operativas:

•

• Supervisar y controlar la operación, así como obtener datos de sus instalaciones;

estableciendo con el Coordinador las acciones conducentes a mantener el Estado

Normal de la misma;

• Llevar el control de la ejecución de los trabajos de mantenimiento, ampliación y

pruebas de sus instalaciones, informando de los mismos al Coordinador, conforme

a sus requerimientos;

• Ejecutar las órdenes operativas dispuestas por el Coordinador e informar a éste

sobre su ejecución, en concordancia con lo establecido en el numeral 1.2.3;

• Informar al Coordinador, en el plazo que éste establezca, sobre la ejecución de

maniobras de instalaciones de los sistemas de transmisión hasta un nivel mínimo

de 60 kV y en el caso de sistemas de generación hasta una capacidad mínima de 10

MW;

• En caso ocurra un estado de emergencia en sus instalaciones, informar

inmediatamente al Coordinador y bajo la dirección de éste, determinar el estado

operativo e iniciar las acciones de restablecimiento de sus instalaciones, siguiendo

las secuencias de maniobras elaboradas por el COES. De ser necesario, con

conocimiento del Coordinador y utilizando los procedimientos preestablecidos,

puede optar por rechazos manuales de carga y/o desconexión de unidades de

generación u otros equipos para preservar la estabilidad del Sistema;

• Enviar al Coordinador, en la forma que éste establezca, los informes preliminares

de perturbaciones en un plazo de 60 minutos después de haberse recuperado las

condiciones normales de operación;

• Reportar diariamente al Coordinador los eventos registrados en sus instalaciones y

la información operativa adicional que éste requiera;

• Asumir la delegación de coordinación.

• Los Integrantes del Sistema están obligados a entregar al Coordinador con copia a

la DOCOES, en los plazos que éste establezca, las características técnicas y los

modelos matemáticos de sus equipos e instalaciones de acuerdo a los formatos que

el Coordinador o la DOCOES señale. De ser el caso dicha información será

sustentada con los ensayos pertinentes, y cada cuatro (4) años o cuando se realice

alguna modificación y/o ampliación de equipos y/o instalaciones, se realizarán



ensayos para actualizar las características técnicas y los modelos matemáticos

mencionados.

De la infraestructura para la coordinación

1.5.1 El Coordinador contará con sistemas y equipos adecuados que permitan y

faciliten la transmisión y recepción en tiempo real de todo tipo de información durante

las 24 horas de todos los días del año con los Integrantes del Sistema. Para tal fin, cada

uno de los Integrantes del Sistema se mantendrá enlazado con el Coordinador a través

de un sistema de comunicación confiable y compatible.

• El Coordinador determinará el protocolo de comunicaciones entre el Centro de

Control del Coordinador y los Centros de Control de los Integrantes del Sistema,

basado en normas internacionales, e indicará las especificaciones técnicas mínimas

de este protocolo para todos los Centros de Control. Asimismo, establecerá los

requisitos mínimos de calidad y condiciones para el intercambio de información en

tiempo real que requiera, especialmente en cuanto a calidad de las medidas y

estados, sincronización horaria de las mismas, señalización horaria de los cambios

de estado, entre otros, que considere necesarios por su importancia, lo cual será de

cumplimiento obligatorio.

• El Coordinador dispondrá las topologías de comunicación técnicamente más

adecuadas, bajo criterios uniformes para todos los integrantes.

• El Coordinador del Sistema contará con programas de aplicación en línea para

evaluar la seguridad operativa del Sistema, tales como Estimador de Estado, Flujo

de Carga en Línea, Análisis de Contingencias, Pronóstico de Demanda, Control

Automático de generación y otros que considere necesarios.

De la información de los integrantes del sistema

En tiempo diferido

a) Los titulares de generación presentarán al Coordinador, en la forma y plazos que

éste determine, la siguiente información, con copia a la DOCOES:

b) La potencia efectiva de cada central hidroeléctrica y de cada unidad termoeléctrica,

así como el consumo propio por cada central;

c) Las características técnicas de centrales, unidades de generación, líneas,

transformadores y equipos de medición;

d) Las características de los equipos de maniobra y sistemas de protección;

e) El tiempo de arranque desde la parada fría hasta el sincronismo, el tiempo desde el

sincronismo hasta la plena carga y el tiempo mínimo requerido entre la parada y el

re arranque, características de toma y reducción de carga, carga mínima y el tiempo

mínimo de operación, para cada unidad en condiciones normales y en condiciones

de emergencia;

f) En el caso de centrales térmicas, las características del sistema de

aprovisionamiento y almacenamiento de combustibles, así como los volúmenes

almacenados, los consumos específicos medios, los consumos específicos para

distintos niveles de carga por cada unidad y otros que el Coordinador establezca;

g) En el caso de centrales hidroeléctricas, las características de los sistemas de

embalse, los tiempos de desplazamiento del agua en su cauce o en canales de



conducción, la relación de conversión m3/kWh en función del nivel del embalse,

así como los niveles mínimo y máximo de sus embalses, caudales mínimo y

máximo turbínales, series históricas de caudales y otros que sean requeridos por el

Coordinador;

h) La programación del mantenimiento de equipos e instalaciones;

i) Los despachos de carga previstos;

j) Las curvas de capacidad (P-Q) de los generadores.

k) Las características de regulación de frecuencia, estatismos, banda muerta,

diagramas de bloques con sus parámetros, y la función de transferencia;

l) Los sistemas de desconexión automática de generación;

m) Sobrecargas admisibles de sus equipos; m) La información de los sistemas de

protección y sus calibraciones;

n) La información técnica adicional que el Coordinador requiera.

Los titulares de transmisión presentarán al Coordinador, en la forma y plazos que

éste establezca, la siguiente información, con copia a la DOCOES:

a) La configuración de las subestaciones;

b) Las características técnicas de las líneas, transformadores, equipos de

compensación reactiva y equipos de medición, entre otros;

c) Límites de carga de cada componente de sus instalaciones;

d) Las características de los sistemas de protección, con¬trol y maniobra lógica local,

enclavamientos, sincronización y otros;

e) La programación de mantenimiento de equipos e instalaciones;

f) La información técnica adicional que el Coordinador requiera.

Los titulares de distribución y clientes libres presentarán al Coordinador, en la

forma y plazos que éste establezca, la siguiente información, con copia a la

DOCOES:

a) La configuración de las subestaciones y redes;

b) Las características técnicas de líneas, transformadores, equipos de compensación

reactiva y equipos de medición;

c) Límites de carga de cada componente de sus instalaciones;

d) Las características de los sistemas de protección y maniobra, incluidos los sistemas

de rechazo y reconexión automática de carga;

e) La programación del mantenimiento de equipos e instalaciones;

f) Los pronósticos de demanda mensual de potencia y energía en cada barra de compra

para los próximos doce meses;

g) Los registros históricos de mediciones de consumo de potencia activa y reactiva de

usuarios finales; así como las proyecciones de demanda que el Coordinador

requiera en subestaciones con niveles de 60 kV o menos, en valores promedio para

períodos de media hora o menos;

h) La información técnica adicional que el Coordinador requiera.



Cualquier modificación en la información a que se refiere el numeral 2.1, debe ser

comunicada al Coordinador, con copia a la DOCOES, con dos (2) semanas de

anticipación y ratificada en el momento en que la modificación se haga efectiva.

En tiempo real

Los titulares de generación que operen conectados al Sistema deben presentar al

Coordinador en tiempo real y en la forma que éste establezca, la siguiente información:

a) La posición de los interruptores;

b) La posición de los seccionadores;

c) En caso de centrales hidroeléctricas, los caudales, el nivel y volumen de los

embalses;

d) En caso de centrales térmicas, el combustible almacenado;

e) Los niveles de tensión en bornes de generación y en barras;

f) La frecuencia en las barras de generación;

g) Las potencias activa y reactiva de cada generador y transformador;

h) Las señales con niveles de alarma grave de centrales, subestaciones, generadores y

transformadores de manera centralizada por equipo, así como las señales con

niveles de alarma leve que defina el Coordinador;

i) La información técnica adicional que el Coordinador requiera.

La presentación de la información contenida en el numeral 2.2.1 no es obligatoria para

los titulares de generación que no superen los diez (10) MW de potencia efectiva; sin

embargo, aquellos que sean requeridos por el Coordinador están obligados a:

a) Disponer de un medio de comunicación principal, como mínimo el de la red de

telefonía pública, y un medio de respaldo compatible con el del Coordinador;

b) Informar periódicamente a requerimiento del Coordinador las magnitudes de

potencia activa, potencia reactiva y tensión de cada unidad de generación de la

central, por medio magnético en el formato que el Coordinador defina;

c) Transmitir información inmediatamente después de la ocurrencia de algún evento

de cualquier unidad de generación o equipo de la central;

d) Entregar la información técnica adicional que el Coordinador requiera.

2.2.3 Los titulares de transmisión con niveles de tensión iguales o superiores a

100 kV deben presentar al Coordinador, en tiempo real y en la forma que éste

establezca, la siguiente información:

a) La posición de los interruptores;

b) La posición de los seccionadores;

c) La posición de los gradines de los transformadores con conmutadores de toma bajo

carga;

d) Los niveles de tensión de barra;

e) Las potencias activa y reactiva de las líneas y transformadores;



f) La potencia reactiva de equipos de compensación reactiva inductiva/capacitiva;

g) Las señales de alarma de subestaciones, líneas, transformadores y equipos de

compensación reactiva de manera centralizada por equipo;

h) La información técnica adicional que el Coordinador requiera.

Tratándose de redes de transmisión con niveles de tensión inferiores a 100 kV, el

Coordinador solicitará la correspondiente información que le permita efectuar

adecuadamente la coordinación de la operación en tiempo real del Sistema.

Los titulares de redes de distribución y los clientes libres presentarán al Coordinador, en

tiempo real y en la forma que éste establezca, la información sobre la operación de sus

instalaciones que, a criterio del Coordinador, pueda afectar la calidad del servicio o la

seguridad del Sistema.

Para llevar a cabo la transferencia de información a que se refiere el numeral 2.2, los

Integrantes del Sistema deben enlazar sus respectivos Centros de Control a través de un

sistema de comunicaciones confiable y compatible con el Centro de Control del

Coordinador.

Coordinación de maniobras

• El Coordinador dispondrá la ejecución de toda maniobra que involucre equipos de

generación y transmisión, así como de aquellos equipos de distribución o de clientes

libres conforme al numeral 1.2.3 d.

• Las maniobras requeridas por los Integrantes del Sistema por mantenimiento o

pruebas, se sujetarán a aquellas incluidas en el Programa de Operación Diario. Se

exceptúan las maniobras necesarias para efectuar mantenimientos correctivos de

emergencia y las maniobras autorizadas para el autor establecimiento de su área

operativa, las cuales deberán ser comunicadas inmediatamente al Coordinador. A

solicitud del Coordinador, el Integrante presentará un informe técnico sustenta torio

de las maniobras ejecutadas, en un plazo no mayor de dos (2) horas.

• El Coordinador dispone y autoriza la ejecución de las maniobras de las instalaciones

de los Integrantes del Sistema en coordinación con éstos. Los Integrantes del

Sistema son responsables de ejecutar las maniobras dispuestas y/o autorizadas por

el Coordinador, considerando lo mencionado en el numeral 1.4.3.

• La comunicación entre el Coordinador y los Integrantes del Sistema, y la que se

efectúa con el Delegado, debe contener en forma explícita, lo siguiente:

a) El nombre de la entidad y persona que emite la comunicación;

b) La identificación del equipo involucrado, si es el caso;

c) La disposición correspondiente;

d) La hora en que debe ejecutarse;

e) La hora en que se imparte.

• Toda disposición o información operativa se emitirá, principalmente, a través de

teléfonos con grabación permanente. De ser requerida, se emitirá la disposición o

su confirmación por escrito.



• El supervisor de turno del Integrante del Sistema que reciba oralmente una

disposición del Coordinador, la repetirá para asegurar al emisor la recepción clara

de la disposición. En caso sea requerido y tratándose de códigos, siglas, u otras

construcciones similares, en un mensaje hablado, se utilizará el Código Fonético

que establezca el Coordinador.

• Mediante un estudio efectuado, con participación del Integrante correspondiente y

el Coordinador, la DOCOES establecerá las instrucciones de maniobras que

comprendan las secuencias para la conexión y desconexión de componentes del

Sistema y los correspondientes procedimientos de coordinación. Este estudio

deberá considerar la posibilidad de establecer esquemas de desconexión automática

de líneas de transmisión por pérdida de estabilidad, entre otros. Asimismo, será

actualizado por la DOCOES e informado a los Integrantes del Sistema el 31 de

julio, cada dos (2) años. (Minesterio de Energia y Minas, 2005)

Estados de alerta y emergencia

Inmediatamente después de producida una perturbación, los Integrantes del Sistema

involucrados informarán el estado de sus instalaciones al Coordinador, quien en

coordinación con dichos integrantes, determinará la configuración y estado del mismo

y dispondrá las acciones necesarias para su restablecimiento al Estado Normal.

El Coordinador puede disponer rechazos de carga manuales y/o desconexión de

generadores u otros equipos para preservar la estabilidad y seguridad del Sistema. En

caso que el Coordinador disponga rechazos de carga manuales, los Integrantes del

Sistema ejecutarán los rechazos manuales en la magnitud y en los puntos de carga que

el Coordinador disponga. Similarmente, si el Coordinador dispone la desconexión de

generadores u otros equipos, los Integrantes titulares de tales equipos deben proceder

a desconectarlos. Estas medidas deben derivarse de estudios especializados,

actualizados con la periodicidad que establezcan los procedimientos técnicos del

COES. Dichos estudios serán difundidos entre los Integrantes del Sistema, a fin de

establecer las magnitudes de carga y/o generación, así como los puntos de ubicación.

Desarrollo de casos más comunes de comunicaciones



(Manuel Roaud y Paz Soldan, 2010)



Conclusiones

• El protocolo de comunicaciones de voz para la Coordinación de la Operación en

Tiempo Real del SEIN tiene por objetivo definir una terminología común para una

comunicación eficaz entre el personal de los Centros de Control de los Agentes del

SEIN y el Centro Coordinador de la Operación en Tiempo Real del SEIN (CCO), a

cargo de la Sub Dirección de Coordinación de la Dirección de Operaciones del

COES.



Bibliografía

Manuel Roaud y Paz Soldan. (16 de seteimbre de 2010). Protocolo de Comunicacion de

voz para la coordinacion en tiempo real del SEIN. Lima, Peru.

Minesterio de Energia y Minas. (marzo de 2005). Norma Tecnica de la coordinacion de

la operacion real de los sistemas interconectados. Lima, Peru.

R.D. Nº 014-2005-DGE. (01 de julio de 2014). Norma tecnica para la coordinacion de la

operacion en tiempo real. lima, Peru.

Protocolo de ComunicacionVOZ

Documents

Transcript of Protocolo de ComunicacionVOZ