Source: https://www.scribd.com/document/72495443/to-de-Operaciones-rev-Nov-2007
Timestamp: 2018-03-24 07:16:31+00:00

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CAMBIOS REALIZADOS AL REGLAMENTO DE OPERACIÓN
1. Cambio al numeral (NGD.2.2), en el cual se incluye una segunda representación en el conjunto de las empresas de distribución y en el conjunto de las empresas de generación. Aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP) mediante resolución No. JD-1809 de 28 de enero de 2000. 2. Adición del numeral (NGD.1.9), donde se le asigna al CND la elaboración de los manuales detallados de procedimiento o las Metodologías que sean necesarias para llevar a cabo sus funciones. Aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP) mediante resolución No. JD-1859 de 03 de marzo de 2000. 3. Cambios a los numerales MDP.2.1 y MDP.2.7 mediante cual se modificó el inicio de la programación semanal y el plazo en la cual el CND debe informar los resultados de dicha programación respectivamente. Aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos mediante resolución No. JD-2746 de 20 de abril de 2001. 4. Cambio al numeral (NGD2.2), en el cual se incluye una segunda representación por los Grandes Clientes. Aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos mediante resolución No. JD-2976 de 3 de octubre de 2001. 5. Cambio al numeral (NII.2.20), en el cual se deja como opción a los Agentes del Mercado que los medidores del SMEC tengan la capacidad de implementarles tres (3) relevadores de contactos sin potencial forma C, con capacidad interruptiva de 10 A, hasta 150 VDC y con capacidad de ser programados como puertos de entrada de alarma, salida de control o como generadores de pulsos KYZ independientes. Aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos mediante resolución No. JD-3208 de 26 de febrero de 2002. 6. Cambio al Capítulo II, Sistema de Medición Comercial, del Tomo IV Normas para el Intercambio de Información, en el cual se elimina lo concerniente al Período de Transición y se adecuan las especificaciones técnicas del Sistema de Medición Comercial. Aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos mediante resolución No. JD-3391 de 28 de junio de 2002. 7. Cambio al numeral MDP.2.21, del Capítulo II Despacho y Programa de Generación del Tomo III Manual de Despacho y Planificación, para adecuar el plazo para cálculo de la potencia firme de las centrales hidráulicas y eólicas. Aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos mediante resolución No. JD-3885 de 09 de abril de 2003. 8. Cambios integrales al Tomo I Normas Generales y Definiciones, para adecuar el mismo a los cambios que ha experimentado el SIN. Aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos mediante resolución No. JD-5763 de 29 de diciembre de 2005.
9. Cambios integrales al Tomo VII Normas de Emergencia, para adecuar el mismo a los cambios que ha experimentado el SIN. Aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos mediante resolución No. JD-5812 de 23 de enero de 2006. 10. Cambios integrales al Capítulo II, Sistema de Medición Comercial, del Tomo IV Normas para el Intercambio de Información, para adecuar el mismo a los cambios que ha experimentado el SIN y nuevos estándares de medición. Aprobado por el Ente Regulador de los Servicios Públicos mediante resolución No. JD-5819 de 23 de enero de 2006. 11. Cambios integrales al Tomo III Manual de Despacho y Planificación Horaria, para adecuar el mismo a los cambios que ha experimentado el SIN y las reglamentaciones del Mercado Regional de Electricidad. Aprobado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos mediante resolución AN No. 090-Elec. de 22 de junio de 2006. 12. Cambios integrales al Capítulo I, Sistema de Automatización de Supervisión y Control y al Capítulo III, Información Periódica para el Despacho, ambos del Tomo IV Normas para el Intercambio de Información, para adecuar el mismo a los cambios que ha experimentado el SIN y las reglamentaciones del Mercado Regional de Electricidad. Aprobado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos mediante resolución AN No. 370-Elec. de 27 de octubre de 2006. 13. Cambios integrales al Tomo II Manual de Operación y Mantenimiento, para adecuar el mismo a los cambios que ha experimentado el SIN y las reglamentaciones del Mercado Regional de Electricidad. Aprobado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos mediante las resolución AN No. 483-Elec. de 15 de diciembre de 2006. 14. Cambios integrales al Tomo VI Normas para Interconexión al Sistema, para adecuar el mismo a los cambios que ha experimentado el SIN y las reglamentaciones del Mercado Regional de Electricidad. Aprobado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos mediante las resolución AN No. 863-Elec. de 23 de mayo de 2007. 15. Cambios integrales al Tomo V Normas para la Expansión del Sistema, para adecuar el mismo a los cambios que ha experimentado el SIN y las reglamentaciones del Mercado Regional de Electricidad. Aprobado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos mediante las resolución AN No. 1275-Elec. de 12 de noviembre de 2007.
CONTENIDO DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN
TOMO I NORMAS GENERALES Y DEFINICIONES (NGD)
I. II. III. IV. DISPOSICIONES GENERALES. INSTITUCIONALIDAD. TERMINOLOGÍA Y DEFINICIONES. NOMENCLATURA.
MANUAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (MOM)
POLÍTICA DE OPERACIÓN. MANIOBRAS. III. TRABAJOS DE MANTENIMIENTO. IV. MEDIOS DE COMUNICACIÓN. I. II.
MANUAL DE DESPACHO Y PLANIFICACION HORARIA (MDP)
I. PÓLITICA DE DESPACHO. II. DESPACHO Y PROGRAMA DE GENERACIÓN. III. CONTROL DE FRECUENCIA, VOLTAJE Y SERVICIOS AUXILIARES.
NORMAS PARA INTERCAMBIO DE INFORMACIÓN (NII)
I. II. SISTEMA AUTOMATIZACIÓN DE SUPERVISIÓN Y CONTROL. SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL PARA TODOS LOS AGENTES PARTICIPANTES DEL MERCADO ELÉCTRICO NACIONAL III. INFORMACIÓN PERIÓDICA PARA EL DESPACHO.
NORMAS PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA (NES)
I. II. INTRODUCCIÓN, OBJETIVOS Y ALCANCE. PROCEDIMIENTOS E INFORMACIÓN GENERAL REQUERIDA PARA EL PLANEAMIENTO. III. INFORMACIÓN REQUERIDA DE LOS GENERADORES. IV. INFORMACIÓN REQUERIDA DE TRANSMISIÓN.
NORMAS PARA INTERCONEXIÓN AL SISTEMA (NIS)
I. II. III. IV. V. DISPOSICIONES GENERALES. NORMAS PARA CONEXIÓN DE GENERADORES, AUTOGENERADORES Y COGENERADORES. NORMAS PARA CONEXIÓN DE DISTRIBUIDORES Y GRANDES CLIENTES. PRUEBAS Y ACEPTACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN.
NORMAS DE EMERGENCIA (NDE)
I. GUIA PARA EL RECOBRO DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL.
REGLAS DEL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD
TOMO I NORMAS GENERALES Y DEFINICIONES 3 .
(d) Cuando se demuestre que alguna norma contenida en el presente reglamento viole los objetivos de la Ley o las disposiciones legales vigentes.1) Este documento es el conjunto de principios.1.2) Para los efectos del presente Reglamento. (b) Cuando se den cambios en las regulaciones del mercado que impliquen la alteración de los procedimientos existentes. Tal revisión podrá ser propuesta por cualquiera de los miembros de este comité bajo las siguientes circunstancias: (a) Cuando se modifique la Ley que regula el mercado eléctrico. S. la aplicación e interpretación del mismo. El cumplimiento de las disposiciones contenidas en el Reglamento de Operación es de carácter obligatorio para todos los Agentes del Mercado. cuya constitución y funciones están contempladas en el artículo (NGD. podrá ser revisado por el CND y deberá ser sometido a la aprobación del ERSP (NGD.1. exceptuando las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad de la República de Panamá. criterios y procedimientos establecidos para realizar el planeamiento. Centro Nacional de Despacho (CND). Sistema Interconectado Nacional (SIN) y Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP) y aquellos términos que se definen en el Capítulo III de este Tomo.2. y al CND. a la que se refiere el artículo anterior serán realizadas por el CND a través del Comité Operativo. que requieran ser tenidos en cuenta en la programación. (c) Cuando ingresen al mercado eléctrico agentes con tecnologías no consideradas dentro del presente Reglamento. (ETESA).CAPÍTULO I DISPOSICIONES GENERALES (NGD. JD-605 de 24 de abril de 1998. 4 Anexo A .3) Corresponde al ERSP la aprobación de las disposiciones contenidas en el presente Reglamento y sus modificaciones.5) El Reglamento de Operación.1. (NGD. contenidas en este Reglamento.1. se definen las siguientes nomenclaturas: Empresa de Transmisión Eléctrica.1.6) La revisión y modificación del presente Reglamento.2) del presente tomo. tal como lo establece el Artículo Tercero de la Resolución del Ente Regulador de los Servicios Públicos No. (NGD. (e) Cuando se produzcan cambios a nivel de integración eléctrica regional. (NGD. la coordinación y la ejecución de la operación integrada del sistema interconectado nacional y compensar los intercambios de energía entre Agentes del Mercado.4) Las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad de la República de Panamá. podrán ser modificadas por el ERSP a través del procedimiento de Audiencia Pública.A. (NGD.1. operación y despacho.
El proponente deberá presentar su solicitud de revisión por escrito en donde deberá incluir la lista de los artículos cuya modificación está sugiriendo. junto con el informe del Comité Operativo. Estos manuales detallados de procedimiento deberán ser puestos en conocimiento del ERSP y de todos los agentes del mercado por el CND. d) En caso de que el ERSP rechace la propuesta de modificación.8) El incumplimiento de este Reglamento dará lugar a las sanciones que procedan. (NGD. La factibilidad del cambio o de la nueva disposición que se propone. (NGD. siguiendo el procedimiento establecido en el numeral 15.1.1.1. 2.9) El CND elaborará los manuales detallados de procedimiento o las Metodologías que sean necesarias para llevar a cabo las funciones de operación integrada del SIN que le asignan la Ley y las reglamentaciones vigentes. por lo menos lo siguiente: 1. b) El CND tendrá un plazo máximo de quince (15) días para evaluar el informe presentado por el Comité y emitir su concepto y recomendaciones sobre los cambios y/o nuevas disposiciones propuestas.4 de las Reglas Comerciales.(NGD. sustentando su solicitud en las causas estipuladas en el artículo (NGD.7) El procedimiento a seguir para la revisión y modificación del Reglamento de Operaciones se efectuará tomando en cuenta las siguientes normas: a) Cualquiera de los miembros del Comité Operativo podrá solicitar la revisión del reglamento de operaciones.6). . 5 Anexo A . c) El CND remitirá. deberá enviar un informe al CND con copia al Comité Operativo en donde queden ampliamente detalladas todas las razones que motivaron el rechazo.1. acompañada de la redacción propuesta. Esta solicitud de revisión será sometida a la discusión del pleno del Comité quién elaborará un informe que contendrá la(s) propuesta(s) originales y en el cual establecerá. su concepto y recomendaciones al ERSP quién deberá aprobarlo o rechazarlo. dentro del plazo de cinco (5) días hábiles siguientes a su recibo del Comité Operativo. Las ventajas y/o desventajas del mismo. según la Ley.
de acuerdo con lo establecido en el Artículo 71 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997. d) Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de transmisión en el SIN. Los dos representantes que se designen por agentes. e) Aplicar e interpretar este Reglamento e informar. control y análisis de la operación de los recursos de generación y transmisión.2.2. (NGD. g) Administrar el despacho del mercado de contratos en el que participen los Agentes del Mercado. las siguientes: a) Planificar la operación de los recursos de generación. f) Llevar el registro de fallas. quien lo presidirá b) Dos representantes designados por el conjunto de las empresas de distribución c) Un representante designado por las empresas de transmisión d) Dos representantes designados por los grandes clientes e) Dos representantes designados por las empresas de generación.3) Cada representante de los Agentes del Mercado en el Comité Operativo será designado por el conjunto de empresas a quienes representa. (Uno por empresas hidroeléctricas o principalmente hidroeléctricas y uno por empresas termoeléctricas. supervisión. o principalmente termoeléctricas). Las funciones del CND abarcan.2) Se contará con un Comité Operativo.CAPÍTULO II INSTITUCIONALIDAD (NGD.1) La operación integrada del SIN es un servicio que será prestado por el CND. b) Ejercer la coordinación. confiable y económica. una dependencia de ETESA. c) Determinar y valorizar los intercambios de energía y potencia. 6 Anexo A .2. cuya función principal será considerar los temas relacionados con la operación del SIN. no podrán pertenecer a empresas que sean controladas por un solo dueño. transmisión e interconexiones internacionales en el SIN. (NGD. resultantes de la operación integrada de los recursos de generación y transmisión del SIN. al ERSP. Este Comité Operativo estará conformado por representantes de los agentes del mercado designados de la siguiente manera: a) Un representante del CND. acerca de las violaciones o conductas contrarias a este documento. teniendo como objetivo una operación segura. incluyendo las interconexiones internacionales.
(NGD. luego de los cuales los representados deberán efectuar una nueva designación. Una empresa o un representante sólo puede representar a un tipo de agente. c) Interpretar y resolver en primera instancia los conflictos que surjan de la aplicación del Reglamento de Operación. (NGD.Estas designaciones deberán ser presentadas por escrito al CND con las correspondientes firmas de los representantes legales de los agentes principalmente representados. para la siguiente sesión del Comité Operativo.4) La designación de los representantes de los Agentes del Mercado en el Comité Operativo tendrá una vigencia de dos años.5) Entre las funciones principales de este Comité se especifican las siguientes: a) Establecer su reglamento de funcionamiento interno. b) Elaborar propuestas de modificación al Reglamento de Operación. Estas nuevas designaciones podrán incluir nombres de miembros que ya hayan participado anteriormente en el Comité Operativo.2. 7 Anexo A .2. El CND deberá enviar al pleno del Comité Operativo las designaciones que cumplan con todos los requisitos del Reglamento de Operación.
manuales o automáticas. ALIMENTADOR. Conjunto de centrales generadoras. Régimen bajo el cual la empresa responsable de la operación de la red nacional de transmisión o de distribución.3. cogeneradoras. Es el documento oficial del CND. Empresas generadoras. únicamente. se consignan las siguientes definiciones: ABRIR. Medio que impide el cambio parcial o total de la condición de operación de un dispositivo. distribuidoras.CAPÍTULO III TERMINOLOGÍA Y DEFINICIONES (NGD. Separar una parte del equipo para interrumpir el paso de la corriente eléctrica. transportistas. los grandes clientes y las interconexiones internacionales. autogeneradoras. BLOQUEO. AGENTES DEL MERCADO. permite el acceso. pero que puede vender excedentes a ETESA y a otros Agentes del Mercado. Conjunto de operaciones. ARRANCAR.1) Para efecto de este Reglamento. a los agentes del mercado que así lo soliciten. AUTOGENERADOR. ÁREA DE CONTROL. Persona natural o jurídica que produce y consume energía eléctrica en un mismo predio. determinada por el CND. ARRANQUE EN LÍNEA MUERTA. BITÁCORA. 8 Anexo A . de las normas de operación que rijan tal servicio y el pago de las retribuciones económicas que correspondan. comercializa o transporta su energía con terceros o asociados. ACCESO LIBRE. previo cumplimiento. para atender sus propias necesidades y que no usa. para poner en servicio un equipo. Línea de conducción eléctrica conectada a una sola estación. que suministra energía eléctrica a subestaciones distribuidoras o directamente a los usuarios. en el cual se deben registrar los sucesos de la operación del SIN. Atributo de una unidad generadora que le permite ser puesta en servicio sin depender de una fuente de energía externa. equipo o instalación de cualquier tipo. subestaciones y líneas dentro de una zona geográfica. conexión y uso no discriminatorio de la red de transmisión o de la de distribución.
Dispositivo cuya función consiste en conectar y desconectar un equipo sin carga. Potencia máxima que se puede obtener de las unidades generadoras. Consumo de potencia en un punto de una red. Puede vender energía eléctrica a la Empresa de Transmisión y a otros Agentes del Mercado. Unir una parte del equipo para permitir el paso de la corriente eléctrica. CENTRO NACIONAL DE DESPACHO. (CND) Dependencia de ETESA encargada de la prestación del servicio público de operación integrada. CERRAR. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN. bien como propietario del inmueble en donde éste se presta. CUCHILLA DE APERTURA CON CARGA. Cliente o gran cliente que compra electricidad para su uso y no para la reventa. Es la acción de suministrar en forma ininterrumpida el servicio de energía eléctrica a los usuarios. 9 Cuchilla diseñada para interrumpir Anexo A . CAPACIDAD RODANTE. corriente de carga hasta sus valores nominales. CONECTARSE EN LÍNEA MUERTA. Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica como subproducto de un proceso industrial y cuya finalidad primaria es producir bienes o servicio distintos a energía eléctrica. CLIENTE FINAL. de acuerdo a normas legales y reglamentos vigentes aplicables. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio público de electricidad. Capacidad de un generador para energizar una línea desenergizada o sin voltaje. COGENERADOR. La condición de tensión y frecuencia del servicio eléctrico dentro de los niveles establecidos por las normas legales y reglamentos vigentes aplicables. Estación cuya función consiste en generar energía eléctrica. Suma de las capacidades efectivas sincronizadas al sistema. Dependencia establecida para la operación de un grupo definido de estaciones y circuitos de distribución de energía eléctrica. CONTINUIDAD. CAPACIDAD EFECTIVA. CENTRAL (PLANTA).CALIDAD. o como receptor directo del servicio y cuyas compras de electricidad están sujetas a tarifas reguladas. CLIENTE. CARGA. CUCHILLA.
DESPACHADOR DEL CND. DISTRIBUCIÓN. circuitos eléctricos. ENERGIZAR. EMERGENCIA. Estado del SIN o elementos de éste. Equipo que puede ponerse en operación en cualquier momento. con base en la optimización de criterios socioeconómicos. DISTRIBUIDOR. Operación. (ERSP) Es el Ente Regulador de los Servicios Públicos. y que es originado por un evento ocurrido fuera del SIN.CUCHILLA DE NEUTRO. Apertura automática de un dispositivo por funcionamiento de la protección para desconectar una parte del sistema. EQUIPO. ENTE REGULADOR. Cerrar un equipo para que adquiera potencial eléctrico. DESPACHADOR. tuberías. etc. aparatos. titular de una concesión para la prestación del servicio público de distribución. Cuchilla que permite conectar y desconectar el neutro de un equipo.. EQUIPO DISPONIBLE. tales como frecuencia y voltajes. requeridos para la operación de cualquier instalación. supervisión y control de los recursos de generación. 10 Anexo A . Persona natural o jurídica. Es el encargado de realizar el despacho de carga. medios de comunicación. Persona autorizada que supervisa y controla la operación de los equipos de una red de transmisión o distribución desde un centro de operaciones. DISTURBIO. Cuchilla que sirve para conectar a tierra un equipo determinado. Actividad que tiene por objeto el transporte de energía eléctrica y la transformación de tensión vinculada. definido en el Artículo 88 de la Ley N° 6. desde el punto de entrega de la energía por la red de transmisión hasta el punto de suministro al cliente. Alteración de los parámetros de la red. DISPARO. entidad creada por la Ley 26 de 1996. Persona autorizada que supervisa y controla desde el CND mediante control remoto o por otros medios. los equipos ubicados en las distintas estaciones que constituyen la red del SIN. interconexión y transmisión del sistema eléctrico interconectado. que pueden poner en peligro el servicio. Conjunto de máquinas. DESPACHO DE CARGA. CUCHILLA DE PUESTA A TIERRA. Consumo máximo de potencia eléctrica registrado en un período de tiempo determinado. DEMANDA MÁXIMA. las instalaciones o vidas humanas y que requieren de una acción inmediata.
cuyas compras de electricidad se pueden realizar a precios acordados libremente o acogerse a las tarifas reguladas. con o sin carga. ESTACIÓN. Falla inesperada de un componente del sistema. enviar o distribuir energía eléctrica. información visual. que debido a su topología. FALLA. comercializada. audible o escrita de las condiciones del sistema eléctrico para planear. EQUIPO VIVO. Conjunto de transacciones relacionadas con la transferencia de energía y potencia entre países. LEY. alterando las condiciones normales de operación del SIN. INTERRUPTOR. sistemas y programas que proporcionan a los centros de control. Es la producción de energía eléctrica por cualquier medio. una línea de transmisión. que varía las condiciones normales de operación GENERACIÓN. permite su independencia física y eléctrica. Son los equipos. los cuales están relacionados por una situación que conlleva a la falla simultánea de estos. Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica para ser GRAN CLIENTE. . 6 de febrero de 1997. que tiene una o varias de las siguientes funciones: generar. tal como un generador. u otro elemento eléctrico. supervisar. Equipo que está energizado. HERRAMIENTAS DE OPERACIÓN. ISLA ELÉCTRICA. controlar y analizar la operación. Instalación que se encuentra dentro de un espacio delimitado. Dispositivo utilizado para cerrar o abrir equipos eléctricos. un interruptor. Persona natural o jurídica. Equipo que no está energizado. debido a que cuenta con capacidad de generación para brindar el servicio eléctrico a los usuarios. Alteración o daño en cualquier parte del equipo. INTERCONEXIÓN INTERNACIONAL.EQUIPO MUERTO. 11 Anexo A . EVENTO. según las leyes y reglamentos vigentes. recibir. GENERADOR. Sección del SIN. transformar. Este puede también incluir componentes múltiples. Ley No.
Operación fuera de lo normal. cuchillas. OPERACIÓN DE EMERGENCIA. MERCADO OCASIONAL. Despachador o Despachador del CND. Acciones ejecutadas sobre el sistema hechas por un Operador. METODOLOGÍAS. MANIOBRA DE OPERACIÓN. continuidad y calidad establecida del servicio eléctrico. LÍNEA. hidráulico o de cualquier otra índole. Son los manuales detallados de procedimientos para la administración operativa y/o comercial del Mercado Mayorista de Electricidad y que complementan el Reglamento de Operación. Persona autorizada que opera y/o supervisa una estación o planta(s) 12 Anexo A . Conjunto de transferencias de electricidad a corto plazo entre Participantes del mercado. aislando completamente el resto del equipo mediante interruptores. LIBRAR O EFECTUAR LIBRANZA. LIMITADOR DE CARGA ACTIVA. Conjunto de transacciones pactadas entre agentes del mercado.LIBRANZA. OPERADOR. OPERACIÓN NORMAL. Autorización especial que concede el CND para realizar los trabajos necesarios sobre equipos e instalaciones del SIN. asegurándose además contra la posibilidad de que accidental o equivocadamente pueda quedar energizado o a presión valiéndose para ello de bloqueos y colocación de tarjetas de seguridad. Operación en la que se cumple la seguridad. vapor. agua a presión y otros fluidos peligrosos para el personal. Circuito eléctrico cuyo propósito es conducir energía eléctrica. para accionar algún elemento que pueda cambiar el estado o funcionamiento del sistema. directamente o a control remoto. ya sea este elemento eléctrico. que no han sido establecidas mediante contratos. eléctrica. Dispositivo que no permite a una unidad generadora incrementar su potencia activa por arriba de la fijada en éste. neumático. fusibles. Acción de dejar un equipo sin potencial eléctrico. Aplicación del conjunto organizado de las técnicas y procedimientos destinados al uso y funcionamiento adecuado del equipo. "en estos casos se dice que estará en libranza el equipo". OPERACIÓN. válvulas y otros dispositivos. MERCADO DE CONTRATOS.
en un solo sistema a nivel nacional. POTENCIA DE PLACA. manuales o automáticas. Conjunto de acciones que deben realizarse para conectar al Sistema Eléctrico una unidad generadora o conectar dos áreas de control del sistema. Son los recursos destinados a la producción de energía eléctrica con que cuenta el país. Potencia del generador disponible para el despacho de carga en el SIN. 13 Anexo A . Plan de expansión de generación y transmisión en el SIN. RESERVA FRÍA. RECURSOS ENERGETICOS. Capacidad de un sistema eléctrico de soportar alguna contingencia y permanecer operando sin exceder la capacidad de los equipos. PLAN DE EXPANSIÓN. prevé la continuidad. Es el conjunto de centrales de generación. POTENCIA DISPONIBLE. SINCRONIZAR. Conjunto de operaciones. RESERVA RODANTE. líneas y redes de transmisión y distribución de electricidad y sus instalaciones complementarias que se encuentran interconectadas. ni afectar el servicio a los usuarios.PARAR. SUBESTACIÓN. SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN). mediante las cuales se detiene la operación de un equipo. calidad y confiabilidad en el suministro del servicio de electricidad. Estación donde se transforma y/o distribuye energía eléctrica. cuya factibilidad técnica. o que hacen operar otros dispositivos (válvulas. PROTECCIÓN. Potencia especificada por los fabricantes de equipos. Es la capacidad de generación adicional que puede ser provista por unidades de generación que están disponibles y certificadas para sincronizarse en un tiempo máximo definido en este Reglamento. sin distinción de las personas públicas y privadas a quienes pertenezcan. Conjunto de relevadores y aparatos asociados que disparan los interruptores necesarios para separar equipo fallado u operando fuera de los límites preestablecidos. ni violar los rangos permisibles de voltaje y frecuencia. para evitar que el daño aumente de proporciones o que se propague. económica. financiera y ambiental. Cantidad expresada en MW de la diferencia entre la capacidad rodante y la demanda del Sistema Eléctrico en cada instante. SEGURIDAD. extintores y alarmas).
transmiten y ejecutan los comandos solicitados por las unidades maestras e intercambian datos con estas últimas. Es la máquina rotatoria compuesta de un motor primario (turbina hidráulica. motor diesel o cualquier otra tecnología) acoplado a un generador eléctrico. 14 Anexo A . utilizada por el Despachador del CND para supervisión y control. Trabajo en equipo vivo. Unidad generadora que tiene un valor límite de generación menor a su potencia efectiva. Es el conjunto de dispositivos electrónicos que reciben. Tarjeta que se coloca en los mandos de los dispositivos que indica en que forma se debe operar dicho equipo. de vapor. Conjunto de equipos y programas de computadoras que procesan datos procedentes de las unidades terminales remotas o de otros medios. TRANSMISIÓN. Persona natural o jurídica titular de una concesión para la transmisión de energía eléctrica. TRANSPORTISTA. hasta el punto de recepción por la distribuidora o gran cliente. desde el punto de entrega de dicha energía por el generador.TARJETA DE SEGURIDAD. UNIDAD GENERADORA. de gas. Actividad que tiene por objeto el transporte de energía eléctrica en alta tensión y la transformación de tensión vinculada. UNIDAD MAESTRA.. UNIDAD LIMITADA. UNIDAD TERMINAL REMOTA (UTR). TRABAJO EN CALIENTE.
0 4. (NGD. se hará con la combinación de tres letras y es responsabilidad del CND asignarla en coordinación con el Agente involucrado. subestaciones y equipos. el uso de la nomenclatura en la operación del SIN definida por el CND. las tres primeras letras del nombre. o la primera letra de la primera palabra y dos primeras de la segunda.8 12. se utilizarán las dos primeras letras de la primera palabra y la primera de la segunda palabra.5 13.40 COLOR Magenta Celeste Azul oscuro Amarillo Chocolate Rosado Naranja Morado Este código de colores se aplicará en tableros mímicos. (NGD. la cual será uniforme en toda la República de Panamá. La nomenclatura de las subestaciones se definirá con las siguientes normas: a) Para los nombres con una sola palabra. Por ejemplo: 15 Anexo A ..4.1) Con el propósito de tener una Operación Normal.CAPÍTULO IV NOMENCLATURA (NGD. dibujos.4. (NGD. diagramas unifilares. deberá facilitar la representación gráfica por los medios técnicos y tecnológicos disponibles en la operación.4) La identificación de la subestación. protecciones y monitores.2) Será obligatorio a todos los agentes del mercado. el CND debe definir la nomenclatura para identificar voltajes.4. Dicha nomenclatura.16 2. El CND informará a los agentes las nomenclaturas a emplear. b) Para los nombres de dos palabras. por ejemplo:Bayano-BAY.3) Las tensiones de operación (voltajes) se identificarán por la siguiente tabla de colores: VOLTAJE (KV) 230 115 44 34.4.4. (NGD.5) Las subestaciones eléctricas serán nombradas de acuerdo con el nombre del lugar o sitio donde se localicen geográficamente.
QUINTO (NGD.5) y los siguientes el orden que el interruptor ocupa en la sección donde esté instalado. Por ejemplo: Mata de Nance MDN Las Minas #1 LM1 d) Para los casos en que la aplicación de las tres normas anteriores provoque confusión por la similitud entre dos o más nomenclaturas resultantes. se utilizarán la primera letra y/o números de cada palabra. Se exceptúan de esta norma los interruptores de los alimentadores de distribución (radiales) en 34.8) Número de orden TENSIÓN DE OPERACIÓN. Número de orden Para el caso de subestaciones de distribución.6) La identificación del equipo de una instalación determinada. se hará con un código de caracteres alfanumérico. Número de la sección o nave. el orden que ocuparán los dígitos serán de acuerdo a su función: PRIMERO Y SEGUNDO TERCERO Y CUARTO Tensión de operación Letras que definen los nodos ubicados en la barra de alta tensión. Está definido por el primer y el segundo carácter numérico de acuerdo a lo siguiente: 16 Anexo A .4. se hará de izquierda a derecha.5 KV o de menor voltaje en los cuales se utilizará una nomenclatura consistente en cinco (5) o seis (6) caracteres alfanuméricos en donde los tres primeros identifican el nombre de la subestación de distribución desde la cual sale el alimentador (de acuerdo al numeral NGD. exceptuando las subestaciones de distribución.7) El orden que ocuparán de acuerdo a su función los dígitos para cualquiera subestación. PRIMERO Y SEGUNDO TERCERO CUARTO QUINTO Tensión de operación Posición dentro de la sección o nave. el CND coordinará con el Agente involucrado la secuencia de letras o números que permita la identificación más fácil de la subestación respectiva.4.4.Llano Sánchez LLS San Francisco SFR c) Para los nombres de tres palabras y/o números. de acuerdo a la línea de transmisión. Se emplearán cuatro (4) caracteres cuando se trate de equipo para operar a un voltaje de 44 KV o inferior y cinco (5) caracteres cuando se trate de equipo para operar a un voltaje de 115 KV o superior.4. (NGD. (NGD.
9) NÚMERO 2 0 5 1 3 4 11 23 POSICIÓN DENTRO DE LA SECCIÓN. Está definido por el cuarto carácter numérico. las mismas serán nombradas en orden alfabético y en secuencia a las barras ya existentes. Está definido por el tercer carácter alfanumérico de acuerdo a lo siguiente: A M B posición unida a la barra A. considerando primero la barra ubicada a la derecha del diagrama unifilar.3.2. parte central de la sección..13) 17 . se llamará barra A a la ubicada a la derecha del unifilar y barra B a la barra izquierda del unifilar.11) (NGD. NÚMERO DE ORDEN.4.0 13.10) NÚMERO DE LA SECCIÓN O NAVE. que involucre barras adicionales. posición unida a la barra B.00 115.).4.16 12.4. Para identificarlo se usa el quinto carácter numérico que especifica la ubicación de cada dispositivo en la sección.4. . De realizarse ampliaciones a una subestación. (NGD..00 230.Voltaje (KV) 2.4.40 4.8 34.12) En una subestación determinada. Los diferentes equipos se identifican de la siguiente manera: G T R C M RV TT Unidad generadora Transformador (todo equipo de transformación) Reactor Capacitor Medidor Regulador de Voltaje Transformador de Tierra Anexo A (NGD.00 (NGD. Se realiza asignándole un número ascendente a cada sección (1.50 44. NÚMERO 1 2 3 DISPOSITIVO Cuchilla a la barra A Interruptor Cuchilla a la barra B (NGD.
Ejemplo. Por ejemplo. en lugar de la letra del equipo.15) (NGD.Letra del equipo . Las líneas de transmisión se identifican utilizando el voltaje (KV) y un número ascendente asignado a la línea. CUARTO QUINTO (NGD.. Los interruptores y las cuchillas de línea se identifican por un código alfanumérico dado lo siguiente: PRIMERO Y SEGUNDO TERCERO CUARTO QUINTO SEXTO Tensión de operación Letra L Barra a la cual está conectado Número de sección Número de posición (1. se asignarán por medio de un código alfanumérico de cinco dígitos. que se designarán por medio de la letra "X".(NGD.. . si el generador se identifica como G1. CUARTO Y QUINTO Número de la línea Para las cuchillas de tierra en equipos. se deben identificar ambos con el mismo número. PRIMERO Y SEGUNDO TERCERO CUARTO . (NGD.Tensión de operación .14) Cuando se trata de grupo generador y transformador. se asignarán por medio de un código alfanumérico de cuatro dígitos.2.4.18) Letra del equipo Número del equipo Los interruptores y/o cuchillas asociadas a los equipos.19) Los interruptores y/o cuchillas entre barras de una subestación.) (NGD. significa que es la línea número 10 en 230 KV.16) (NGD.3.4.Número del equipo NOTA: Se exceptúan los interruptores de circuitos ("circuit switcher").4.4. el transformador se identifica como T1. PRIMERO Y SEGUNDO Tensión de operación TERCERO Barra existente CUARTO Barra nueva Anexo A 18 .17) Las cuchillas de tierra (línea o equipo) se identifican por un código alfanumérico de la siguiente manera: PRIMERO Y SEGUNDO TERCERO Tensión de operación Letra N Para las cuchillas de tierra en líneas.4. 230-10.4.
4. mediante la norma siguiente: FASE A B C COLOR Azul Amarillo Rojo (NGD.4. En la parte superior debe mostrar la nomenclatura del equipo a proteger o controlar. (NGD. en atención al presente Reglamento.24) (NGD. esta debe ser en tamaño igual o superior a 12 caracteres por pulgada (cpi). La nomenclatura en el campo. Para ello.26) 19 . Anexo A (NGD. debe hacerse.4. Los diagramas unifilares de la instalación (estación). los agentes del mercado deben mantener pintados los transformadores de potencial. Se asigna el número 1 a la cuchilla asociada a la barra existente y el número 3 a la cuchilla asociada a la nueva barra. quien podrá solicitar el cambio y/o corrección de las mismas.Para los interruptores. Las fases en las subestaciones deben estar identificadas por un color determinado. para el caso de la nomenclatura. cuchillas manuales y los interruptores.4.23) (NGD. por ejemplo: MDN11A12 se refiere al Interruptor 11A12 de la Subestación MATA DE NANCE. transformadores de corriente. será el CND quien defina la nomenclatura apropiada para el o los equipos y considerará el caso para su inclusión en el Reglamento de Operación.4.22) (NGD. deberán ser pintadas de color verde en su mecanismo de operación.21) (NGD. y de tamaño tal que puedan ser vistos a una distancia de dos metros. Dichas nomenclaturas no podrán ser utilizadas si no han sido aprobadas por el CND. Las cuchillas de tierra. QUINTO Para las cuchillas. deben elaborarse en tamaño carta o doble carta.25) Los paneles de protección y control deben estar claramente identificados.4. Las nomenclaturas serán presentadas por los Agentes del Mercado al CND.20) Todo equipo se identifica por el código alfanumérico precedido por la abreviatura de la instalación de que se trata. cuchillas motorizadas.4. pintado el fondo color amarillo con letras y números en color negro. QUINTO Número de orden Número de orden. De no contarse con una nomenclatura apropiada para un equipo y/o al existir una confusión en la nomenclatura a emplear.
TOMO II MANUAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 20 Anexo A .
Actualización de la planificación de la operación.1) El CND elaborará. en los meses de junio y diciembre. o con una periodicidad menor según lo ameriten las circunstancias prevalecientes. tomando en cuenta: a) Descripción operativa de las plantas hidroeléctricas (capacidad. El CND deberá producir un informe con los resultados obtenidos de esta programación . límites de turbinamiento y almacenamiento.1. la planificación de la operación del SIN. con uno o más combustibles. riesgo de restricciones al suministro. restricciones de transmisión. restricciones de generación por grupo. intercambio previsto con otros países. consumos auxiliares). El objetivo de esta programación de la operación y el despacho es establecer una política optima de la operación de los embalses y uso de los recursos disponibles de generación incluyendo la optimización de la coordinación del mantenimiento mayor programado y minimizar los riesgos de falla en el abastecimiento y de vertimientos en los embalses.5) .1.1. estaciones hidrológicas. los precios indicativos resultantes para la energía por periodos de cada año y bloques horarios con los cuales se modeló la demanda.1.3) (MOM.4) (MOM. volúmenes de seguridad. consumo previsto.1. mantenimiento.2) (MOM. c) Proyección de los precios de los combustibles utilizados para la generación de energía eléctrica. y todo otro tema que se considere necesario y conveniente. disponibilidad y generación prevista por planta.CAPÍTULO I POLÍTICA DE OPERACIÓN PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SIN. El informe incluirá la base de datos e hipótesis consideradas. requerimientos de reservas y otros servicios auxiliares. incluyendo riesgos de vertimiento. vertimiento. mantenimiento programado. teniendo en cuenta el aleatorio de la oferta y la demanda. oferta hidroeléctrica y evolución de embalse prevista. se enviará a los Agentes. (MOM. balance hídrico. evaporación. consumo de combustible. 21 Anexo A (MOM. a fin que los Agentes tengan la información indicativa sobre el comportamiento futuro posible del mercado. curvas de costo. Herramienta para la planificación. de acuerdo a lo establecido en el artículo 71 de la Ley. filtración y restricciones aguas abajo) b) Descripción de las plantas térmicas (capacidad máxima y mínima. costos variables de operación y topología de la red eléctrica. incorporando toda la información vigente sobre proyecciones de la demanda. "unit commitment”. características de las plantas. criterios de calidad y seguridad. La planificación de la operación de largo plazo será actualizada cada seis (6) meses. La herramienta utilizada para la planificación de la operación será un modelo que calcule la política operativa estocástica de mínimo costo de un sistema hidrotérmico. siguiendo las pautas metodológicas que se establecen en este Reglamento.
o unas secuencias históricas.11) Discusión del programa de mantenimiento.1. Información sobre las demandas. (MOM.1. c) Reducir el riesgo de vertimiento. e) Aspectos de incertidumbre hidrológica: El modelo permitirá utilizar un modelo estocástico de caudales que represente las características hidrológicas del sistema (estacionalidad. variables y características que describan las mismas y que sirvan para su representación. El CND realizará las proyecciones de la demanda en forma agregada. de caudales. con el nivel de desagregación que se establece en el tomo IV de este Reglamento.1. límites de flujo de potencia en cada circuito. El CND efectuará la coordinación de los mantenimientos a fin de obtener los siguientes objetivos: a) Garantizar que existan la potencia y energía para satisfacer la demanda del SIN.7) Horizonte de la planificación. con el horizonte y la periodicidad que le solicite el CND. topología.10) 22 Anexo A . entre otras cosas.1. o secuencias hidrológicas específicas para condiciones particulares. El CND requerirá de cada Participante Consumidor las proyecciones de demanda para el horizonte de la planificación. En el caso de los distribuidores serán considerados sólo los mantenimientos relativos a las líneas de alta tensión y sus subestaciones asociadas. para los propósitos de la planificación.1. En caso de falta de acuerdo y conflictos. f) Descripción del sistema de transmisión: que tengan en cuenta. (MOM. pérdidas. b) Minimizar los costos de operación del SIN. Proyecciones de la demanda. La discusión del programa de mantenimiento elaborado por el CND se llevará a cabo con representantes de las empresas involucradas. d) Garantizar los niveles de reservas del SIN. cogeneradores e interconexiones internacionales. dependencia temporal y espacial de los caudales.). Planificación de los mantenimientos.8) (MOM. etc.6) (MOM. límites de exportación e importación por área eléctrica. Programa de mantenimientos mayores. (MOM. Los Agentes del SIN deben presentar sus necesidades de mantenimiento. con todos los parámetros.1. los mismos serán resueltos por el Comité Operativo. restricciones de seguridad. sequías. g) La proyección de la demanda por bloque y por barra del sistema a lo largo de las etapas del horizonte de la planificación.d) Descripción de otro tipo de planta y ofertas de autogeneradores. La planificación de la operación se elaborarán para un horizonte de mediano (2 años) y largo plazo (5 años).9) (MOM.
(MOM.1.12) (MOM.1.13)
Publicación del programa de mantenimiento. El programa definitivo será remitido a los generadores y transportistas a más tardar el quince (15) de diciembre de cada año. Cumplimiento del programa de mantenimiento. Los Agentes del Mercado deberán efectuar el mantenimiento programado cumpliendo estrictamente lo establecido en el programa definitivo comunicado por el CND. En caso de que la fecha de un mantenimiento, que resulte de la coordinación realizada por el CND, no sea factible posteriormente para el agente, éste deberá justificar ante el CND la posposición o adelanto de dicho mantenimiento, corresponderá al CND aprobar o rechazar dicho cambio. Costo de fallas. El costo de fallas será modelado tal como se establece en las Reglas Comerciales. Catálogo de Centrales Generadoras. El CND mantendrá la información actualizada en el catálogo de centrales , existentes o en construcción. Esta información es suministrada por los generadores en los términos expresados en las normas para intercambio de información, contenidos en el Tomo IV de este Reglamento. Esta información deberá estar disponible para cualquier Agente. Catálogo de transmisión. El CND mantendrá la información actualizada en el catálogo de transmisión, que incluirá la información disponible sobre el sistema de transmisión existente y en construcción. Esta información es suministrada por los transportistas en los términos expresados en las normas para intercambio de información, contenidos en el Tomo IV de este Reglamento. Esta información deberá estar disponible para cualquier Agente. Tasa de descuento. La tasa de descuento se basará en la rentabilidad esperada para actividades de un nivel de riesgo comparable a la generación de energía eléctrica en las condiciones del mercado de Panamá. Inicialmente este valor es de 12%. Optimización de la planificación. Es la actividad que tiende a optimizar a corto y mediano plazo, el uso de los recursos de generación, a fin de lograr una política de operación económica, con el objetivo de cubrir a mínimo costo la demanda prevista dentro de los requisitos de calidad y restricciones operativas. Es responsabilidad del CND realizar la optimización de la planificación mediante una metodología que tenga como objetivo la optimización de mínimo costo de abastecimiento dentro de los criterios de calidad y seguridad vigentes, teniendo en cuenta los posibles escenarios futuros de oferta y demanda. Como resultado de la optimización de la planificación de mediano plazo, el CND deberá establecer el costo asignado al agua de cada embalse para fines del despacho económico y los precios de la energía en el Mercado Ocasional. Antes del comienzo de cada semana, el CND deberá recalcular el valor del agua de cada embalse. Dicho valor del agua será utilizado para el despacho de corto plazo. El CND deberá recalcular el valor del agua a lo largo de la semana si observa que las hipótesis se han apartado significativamente de las utilizadas para el cálculo antes del comienzo de la semana. El CND deberá informar a los Agentes cada modificación del valor del agua y el motivo que justifica dicho cambio.
(MOM.1.14) (MOM.1.15)
(MOM.1.16)
(MOM.1.17)
(MOM.1.18)
(MOM.1.19)
RESERVA OPERATIVA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL.
(MOM.1.20) (MOM.1.21) Se entiende como Reserva Operativa del SIN a las Reservas Frías, las Reservas Rodantes y la Demanda Interrumpible. La Reserva Fría es el margen de generación sobre la demanda pronosticada para las próximas veinticuatro (24) horas que permite cubrir desviaciones con respecto a lo planificado debido a contingencias. Será provista por unidades no sincronizadas que deben tener la capacidad de sincronizarse en un tiempo máximo de quince (15) minutos una vez dada la orden del CND.
(MOM.1.22)
El margen de reserva fría requerido por el sistema deberá ser fijado por el CND de acuerdo a estudios técnico – económicos que permitan adecuar el costo de este servicio con la calidad de servicio requerida. El CND deberá informar a los generadores cuáles unidades constituyen estas reservas de manera que estén en condiciones de sincronizar las máquinas en los tiempos máximos requeridos. El CND deberá suministrar esta notificación junto con la información del despacho diario para el día siguiente.
La Reserva Rodante está constituida por unidades sincronizadas a la red eléctrica y que aportan potencia adicional en tiempo real para corregir las desviaciones de frecuencia producto de los desvíos normales en la producción y en el consumo, de la cual forman parte la regulación primaria y secundaria. La Regulación Primaria será la respuesta a las desviaciones de frecuencia del sistema en la cual sólo interviene el regulador de velocidad de la máquina, que actúa continuamente corrigiendo las desviaciones dentro de límites preestablecidos en la generación y la demanda. En esta regulación no interviene el lazo de control del Control Automático de Generación (AGC, por sus siglas en inglés). La Regulación Secundaria será la respuesta a la acumulación de desviaciones de frecuencia y del error de control de área a través del AGC, esta permite corregir la desviación acumulada por la Regulación Primaria y el tiempo de respuesta será de cuatro (4) segundos o menos. . La Demanda Interrumpible es aquella que oferta retirarse del SIN, voluntariamente en función de los precios previstos en el Mercado Ocasional. . El margen de reserva rodante será inicialmente de 5% de la demanda de punta proyectada (incluyendo la exportación). El CND, podrá modificar este margen como resultado de la operación aislada o en coordinación con el Ente Operador Regional. El CND cubrirá los requerimientos de regulación primaria y secundaria de acuerdo a la disponibilidad de estos servicios. La reserva rodante será aportada por todos los generadores sincronizados al SIN en forma proporcional a su capacidad disponible y de acuerdo a lo establecido en el artículo (MOM.1.27). de este Reglamento. Se eximen de esta obligación los generadores eólicos, y los hidráulicos por motivos de vertimientos. Anexo A
(MOM.1.23)
(MOM.1.24)
(MOM.1.25)
(MOM.1.26) (MOM.1.27)
(MOM.1.28)
(MOM.1.29)
Las unidades disponibles para regulación secundaria de frecuencia serán aquellas que puedan ser manejadas por el Control Automático de Generación (AGC) y que cuenten con una rampa mínima de 5 MW o más por minuto. Se sincronizarán unidades con capacidad de Regulación Secundaria en orden de costo variable ascendente, para cubrir la necesidad de regulación secundaria.
(MOM.1.30)
ESTUDIOS DE LA RED DEL SISTEMA INTERCONECTADO.
(MOM.1.31) Los estudios de la red eléctrica del SIN serán el medio por el cual se establecerán las restricciones de seguridad y confiabilidad del mismo, así como las condiciones operativas críticas que exijan una mayor supervisión de la operación, con el fin de prever los ajustes necesarios en la administración de recursos e instalaciones para cumplir con los objetivos básicos de calidad y seguridad. El CND deberá contar con estudios del sistema eléctrico para proponer justificadamente los parámetros de seguridad con que deberá operar en condiciones normales y de emergencia, particularmente en caso de déficit de oferta. Dichos estudios serán elevados a los Agentes para sus observaciones. Esta actividad incluirá como mínimo las siguientes tareas: a) Estudios eléctricos que permitan determinar los límites de transporte en las líneas del sistema o los límites de intercambio entre áreas, para asegurar la estabilidad ante fallas en componentes críticos o sobrecargas, y evitar condiciones de oscilaciones en el sistema. b) Estudios técnico - económicos para determinar márgenes de potencia destinados a la regulación primaria y secundaria de frecuencia. c) Estudios eléctricos que permitan determinar los límites de intercambio y generación de potencia reactiva que permitan una regulación adecuada de tensión. d) Estudios técnico - económicos para determinar márgenes de reserva fría que balanceen adecuadamente el costo de este servicio con la calidad de servicio resultante. e) Criterios para formación de islas, arranque en negro y conexión a línea o barra muerta. f) Estudios de desconexión automática de carga. (MOM.1.33) Si el resultado de los estudios eléctricos determina que es necesario la implementación de nuevos esquemas para mantener los márgenes de seguridad o confiabilidad, el CND debe identificar a el Agente o los Agentes responsables de cubrir los costos que involucre la implementación del nuevo esquema. El CND elevará los nuevos esquemas a implementar a los Agentes involucrados, con la finalidad de que realicen sus observaciones. Anexo A
(MOM.1.32)
(MOM.1.34)
Actualización de estudios de la red. Los estudios de la red serán actualizados, cada año, en el mes de diciembre, o con una periodicidad menor, cuando a criterio del CND lo ameriten las circunstancias prevalecientes, o a solicitud debidamente sustentada de un Agente. En todo caso, es responsabilidad del CND verificar la necesidad de los estudios. Se debe incorporar toda la nueva información sobre proyecciones de la demanda, mantenimientos programados, lista de contingencias, topología de la red eléctrica, características de las plantas generadoras, líneas y transformadores, etc. Herramientas para los estudios de la red. El CND definirá las herramientas a utilizar para los estudios de la red eléctrica, según lo acordado con el Ente Operador Regional. El modelo debe tener como mínimo la capacidad de calcular los parámetros de líneas de transmisión, flujos de potencia, corto circuito, estabilidad transitoria y dinámica. Horizonte de los estudios. Los estudios de la red eléctrica se elaborarán para un horizonte de un (1) año. Información sobre las demandas. El CND utilizará la demanda aprobada en el Informe Indicativo de Demandas vigente. Criterio para contingencia sencilla. El SIN deberá soportar sin consecuencias graves una contingencia sencilla (n-1). Se entiende por consecuencia grave si ante la salida de un generador, transformador o línea de transmisión resultara: a) Inestabilidad del SIN. b) Sobrecarga de líneas y/o transformadores por más de quince (15) minutos. c) Desviaciones de voltaje superiores a ± 10%.
(MOM.1.35)
(MOM.1.36) (MOM.1.37)
(MOM.1.38)
. (MOM.1.39)
Para satisfacer el criterio anterior se permite la separación del sistema en islas eléctricas o subsistemas eléctricos, la desconexión de carga o desconexión de generación por disparos de líneas. Criterio de cargabilidad normal en líneas. Las líneas de transmisión no deberán operarse a más del 100% de su capacidad de transporte según diseño para la operación normal del sistema. Por criterios de seguridad de áreas o estabilidad, debidamente justificados con estudios de la red, se podrá disminuir su porcentaje de transporte.. Criterio de cargabilidad en emergencia en líneas. En condiciones de emergencia las líneas podrán ser sobrecargadas por periodos máximos de quince (15) minutos. Se permite que los conductores operen a una temperatura máxima de 90°C pero limitada a un tiempo total de 300 horas durante su vida útil. El CND deberá enviar los estudios eléctricos y los parámetros técnicos y restricciones que surgen de ellos a todos los Agentes. Dentro de los siguientes treinta (30) días calendario cualquier Agente podrá enviar al CND sus observaciones y proponer justificadamente modificaciones.
(MOM.1.40)
(MOM.1.41)
(MOM.1.42)
1. con toda la información que la justifica.1. los procedimientos y los requisitos para pruebas de parámetros técnicos estarán definidos en la Metodología de Detalle correspondiente. (MOM.1.52) 27 Anexo A . que tengan por objeto el aprovechamiento óptimo de los recursos de generación y transmisión y el apoyo para mantener la calidad y confiabilidad del servicio eléctrico.1.1.48) (MOM. El CND contará con 30 días hábiles para revisar los resultados del audito.45) (MOM. (MOM. todo Agente deberá realizar una auditoria que certifique dicho cambio según sea el caso.1.1. IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. los procedimientos y los requisitos para las auditorias técnicas estarán definidos en la Metodología de Detalle correspondiente.1. el CND deberá responder a la solicitud en un tiempo no mayor de 30 días calendarios luego de recibida la misma. en caso del CND presentar alguna objeción. Los criterios para la justificación.50) PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS DE PARÁMETROS TÉCNICOS.(MOM.1.47) Para los nuevos Agentes de Mercado.44) Es facultad del CND administrar las transacciones de energía entre Agentes de los países interconectados. se utilizarán los nuevos valores reconocidos para la operación y planificación del SIN.1. (MOM. podrá rechazar los resultados del informe. pero no podrá rechazar las observaciones de los Agentes sin fundamento técnico adecuado.49) (MOM. Los criterios para la justificación. Para efectos de solicitar el cambio a un parámetro técnico. De considerar el Agente injustificado el rechazo.51) El CND deberá solicitar pruebas de verificación de parámetros técnicos cada vez que estime que un Agente del mercado no esté cumpliendo con sus parámetros vigentes para la operación del SIN. (MOM.43) El CND deberá analizar las observaciones de los Agentes. se utilizarán los parámetros técnicos entregados de acuerdo al Capítulo II del Tomo V de este Reglamento. someterá el informe al ERSP para su consideración. (MOM. El CND será el responsable final de fijar los criterios de calidad de servicio. Los Agentes del Mercado deberán presentar al CND la solicitud para la realización de auditorias técnicas. Una vez aceptados los resultados de las auditorias por el CND.46) (MOM. adjuntando informe final del audito. PROCEDIMIENTO DE AUDITORIAS DE PARÁMETROS TÉCNICOS.
(MOM. Los parámetros serán corregidos sólo si se verifican los mismos en la prueba.(MOM. Las instalaciones de los Agentes estarán sujetas a inspecciones por parte del CND. el Agente contará con un plazo de diez (10) días después de la notificación para solucionar el posible incumplimiento o presentar al CND un plan para remediar el mismo. de manera inmediata.1. serán informadas a éste con por lo menos cinco (5) días de anticipación para efectos de la coordinación y preparación de las mismas.53) El CND deberá informar al Agente las situaciones de incumplimientos detectados.55) (MOM.56) (MOM.54) (MOM.1. El CND contará con un máximo de quince (15) días para coordinar y llevar a cabo una nueva prueba. Todas las pruebas que requieran efectuarse dentro de las instalaciones de un Agente.1. con la correspondiente justificación de las tareas llevadas a cabo para lograr el cambio.57) 28 Anexo A . se procederá con la ejecución de una prueba de verificación de parámetros técnicos. De no tener una solución dentro del tiempo acordado.1. El CND deberá modificar sus parámetros a los valores verificados. a solicitud del CND. Posteriormente el Agente informará al CND que ha recuperado el valor del parámetro original. En la eventualidad que un Agente no pase la prueba de verificación de los parámetros. podrá proponer un plan correctivo para recuperar el valor del parámetro.1. El pago de los costos de esta prueba será a cargo del Agente. El pago de las pruebas correrá por cuenta del Agente. El Agente no podrá objetar la realización de la prueba.
2) d) e) f) . de acuerdo con el procedimiento y/o herramienta vigente. El Despachador del CND impartirá las instrucciones en forma clara y precisa. Normas para la ejecución de Maniobras de Operación. siguiendo lo establecido en la libranza. b) c) Todas las operaciones de equipos sujetos a control remoto en subestaciones sólo se podrán realizar desde el cuarto de control de la subestación. será el sistema automatizado vigente que disponga el CND. éstas deberán aclararse antes de efectuar cualquier maniobra. 29 Anexo A (MOM. tiene la obligación de hacer notar al Despachador del CND el error detectado e informarle la secuencia correcta de las mismas. Si durante la ejecución de las maniobras el Operador o Despachador observa alguna condición anormal. Si el Operador o Despachador tiene dudas o el Despachador del CND cree que no fueron bien entendidas sus órdenes. Si la condición observada es de peligro inmediato. ordenándolas en la secuencia en que deban efectuarse.CAPÍTULO II MANIOBRAS (MOM. Si persisten las dudas. se deberá considerar el caso como de Emergencia. debe comunicársela al Despachador del CND. hasta que queden aclaradas. mencionando el lugar y el equipo por su nomenclatura. y sólo podrá realizarlas bajo autorización del Despachador del CND. El Despachador del CND solicitará al Operador o Despachador que repita las órdenes para asegurarse que las entendió correctamente.2. En la realización de toda maniobra deberán tomarse en cuenta los siguientes aspectos: a) Cuando las maniobras a realizar correspondan a una libranza.1) Instrumento de Operación del Despachador del CND. el Agente solicitante en coordinación con el o los Agentes involucrados deberá llenar la aplicación de solicitud de libranza. Si el Operador o Despachador observa errores en la secuencia de las maniobras dictadas por el Despachador del CND. El Operador o Despachador será responsable de ejecutar las maniobras en los equipos. en donde aparecerán todas las maniobras a ejecutar y la secuencia en que las mismas deberán efectuarse. el Operador o Despachador debe suspender toda orden relacionada con la maniobra en cuestión. El CND tendrá la potestad de modificar este instrumento de operación cuando lo considere necesario e informará al resto de los Agentes del mercado de las modificaciones a realizar y su justificación. El instrumento de operación por medio del cual el Despachador del CND realizará las operaciones a control remoto.2.
b) El Despachador del CND es el único que debe dictar o ejecutar las maniobras necesarias para restablecer el SIN conforme lo establece este Reglamento. En la realización de toda maniobra de Operación en Emergencia deberán tomarse en cuenta los siguientes aspectos: a) Después de un Evento. el Operador o Despachador debe informar al Despachador del CND y éste debe anotar en la Bitácora cada maniobra y la hora de su ejecución. 30 Anexo A . (MOM. el Operador o Despachador tomará nota de la información de los equipos y protecciones que operaron y se la informará al Despachador del CND.2.g) Una vez ejecutadas todas las maniobras.3) Normas para la ejecución de Maniobras de Operación en Emergencia.
1) Los trabajos de mantenimiento. Estación e identificación clara y precisa del equipo.3. los trabajos que involucren: 1. indicando los equipos afectados. El formato y la herramienta para la solicitud de libranza a implementar por el CND. 4). 7. Descripción esencial del trabajo que se efectuará. 7). 2. La afectación de los equipos de protecciones hasta el lado de baja de los transformadores de 230 y 115 KV. número y su lugar de ubicación.3. La afectación a otros Agentes del Mercado.3. 5. Nombre y cargo de la persona responsable de la libranza en campo.4) Las libranzas serán solicitadas por el personal autorizado de los Agentes del Mercado Eléctrico y serán consideradas y aprobadas por el CND. Se consideran dentro de estos. Hasta el interruptor principal del lado de baja de los transformadores de 230 y 115 KV. 5). deberán ser consultados previamente con los Agentes. identificando los mismos por su nombre. Nombre y cargo de la persona que preparó la libranza. (MOM. 8). La afectación de las comunicaciones del Mercado Eléctrico. Anexo A 31 .3) (MOM. Áreas que serán afectadas por la libranza. 8. Fecha.3. 2). modificaciones.2) (MOM. 4. Nombre y cargo del solicitante de la libranza en la empresa. hora de inicio y duración de la libranza. 6).CAPÍTULO III TRABAJOS DE MANTENIMIENTO (MOM. 6. Nombre de la empresa. 3). Afectación al funcionamiento o disponibilidad de unidades de generación. En todas las solicitudes de libranzas se deberán proporcionar claramente los siguientes datos: 1). deberán coordinarse a través de libranzas. 3. Si este es complicado. Los que inhabiliten o pongan en cero las mediciones del SMEC. Circuitos pertenecientes a los esquemas de desligue de carga. ampliaciones y otras actividades necesarias para el correcto funcionamiento del sistema. se proporcionará plano o croquis adicional. Nombre y cargo de la persona o entidad encargada de coordinar con el CND las operaciones. 9). La afectación del SIN en su red de 230 y 115 KV.
El CND deberá tomar las medidas de seguridad necesarias para mantener el SIN operando en forma segura.3. tales como si la libranza afecta a otro equipo. 12). Las libranzas de emergencia o urgencia son aquellas que requieren de una acción inmediata. Indicación paso a paso de las maniobras que deberán ejecutarse en la libranza. pérdida de línea y pérdida de generación que se vean afectados por esta libranza y aquellos que los reemplazan. de eventos naturales fortuitos.8) (MOM.9) (MOM. si es necesario que otro personal intervenga para realizar operaciones.10) 32 Anexo A . El Agente debe someter la solicitud de libranza forzada con su justificación para la aprobación del CND. Las libranzas forzadas son las que requieren ser ejecutadas en la primera oportunidad que el sistema lo permita y que el Agente este listo para realizarlas. 13).6) Las libranzas se clasificarán como programadas. según sea el caso. inmediatamente se detecte la condición de Emergencia. forzadas y de emergencia o urgencia. redactando esto de forma que aparezcan divididas todas las maniobras a realizar. b) Por condiciones anormales repentinas que puedan presentarse en cualquier instalación del sistema y que sean producto ya sea.3. daños ocasionados por terceros.3. Al detectarse en un Agente la falta de veracidad en la solicitud de libranza de emergencia o forzada.3. 11). Al siguiente día hábil después de realizada la libranza. Tipo de bloqueo que se utilizará en los equipos para cumplir con las normas establecidas por el manual de seguridad. si se disminuye la capacidad de la estación. en una secuencia de inicio y una secuencia de terminación de la libranza. errores cometidos por el personal de cualquiera de los Agentes del mercado que estén laborando en el sistema. (MOM. o por defecto del equipo o conjunto de equipos que estén causando la condición anormal. confiable y económica. Todos los circuitos que forman parte de los esquemas de desconexión por baja frecuencia. bajo voltaje.5) (MOM.7) (MOM. el CND deberá notificar al ERSP el incumplimiento al Reglamento de Operación. lo que a consideración del CND ponga en riesgo la operación del sistema. y el encargado de ejecutarlas.3.3. Las solicitudes para libranzas forzadas o de emergencias se concederán solamente en los siguientes casos: a) Cuando exista una alarma que indique que algún equipo o conjunto de equipos está trabajando defectuosamente.10). (MOM. y deben ser ejecutadas por el Agente. el Agente debe presentar al CND un informe en que se sustenten las razones por las cuales ese trabajo fue clasificado como de Emergencia y los trabajos realizados. Datos complementarios.
usando siempre el léxico adecuado para evitar confusión en la comunicación de las órdenes. Cada instrucción verbal expresada entre el CND y el personal que ejecuta la libranza deberá repetirse textualmente al menos una vez para comprobar que la misma fue claramente entendida.3.15) (MOM. coordinar. Las libranzas que provoquen interrupción a usuarios deberán cumplir con las normas establecidas para estos casos. Si es necesario hacer modificaciones a la solicitud.3. el CND debe darle número de registro y estudiar el caso cuidadosamente. pues se considera que está disponible (listo para entrar en servicio en cualquier momento). Las libranzas programadas y aprobadas solo podrán ser canceladas por los Agentes y/ o el CND bajo las siguientes condiciones: Anexo A (MOM.14) (MOM. aún cuando el equipo esté desconectado. antes de ser solicitada al CND. Cuando se ejecute más de una libranza sobre un mismo equipo. el responsable de la libranza deberá ser una sola persona y este responsable deberá coordinar con el otro solicitante el manejo de la libranza. Cada uno de los Agentes del mercado deberá tener registros actualizados ante el CND del personal autorizado para solicitar libranzas. Si por cualquiera razón la persona responsable de la libranza deja de tener funciones relacionadas con la misma. el personal autorizado.16) (MOM.18) (MOM.3. su cargo.3.20) (MOM.11) Las libranzas programadas deben ser solicitadas por escrito al CND según el formato establecido y por lo menos con tres (3) días hábiles de anticipación para que se pueda planificar. debe efectuarse previa libranza. Todo trabajo que afecte las características y la operación del Sistema Eléctrico. Al recibir una solicitud de libranza. las órdenes verbales deben darse en un lenguaje claro y sencillo. de manera que puedan fijarse los detalles de las maniobras.3. el CND fijará nuevas condiciones de acuerdo con el solicitante.3.3.19) (MOM. La designación del personal autorizado no libera al Agente de ninguna responsabilidad que le pueda caber ante la libranza.12) (MOM.3.21) (MOM. el Agente debe informar al CND el nuevo responsable de esta.3. y divulgar la misma.17) (MOM. las condiciones de carga o no interrupción del servicio y las demás circunstancias que concluyen para decidir la autorización. Luego de que la libranza haya sido aprobada por el CND será responsabilidad de cada Agente la ejecución de las maniobras necesarias para la liberación del equipo solicitado como “equipo en libranza” Al momento de realizar las maniobras de la libranza. zona o región y/o equipo sobre el cual se emite la autorización.3. deberá ser coordinada previamente con el Agente involucrado.13) (MOM.22) 33 .(MOM. La ejecución de una libranza que involucre equipos o instalaciones de otro Agente en la realización de maniobras o permisos de acceso.3.3. Dichos registros deberán indicar el nombre de la empresa. El CND informará por escrito al solicitante la autorización de la libranza programada en un período no mayor de dos días hábiles a partir de recibida la solicitud.
el responsable deberá informar inmediatamente al CND para continuar dicha libranza como de emergencia o de urgencia. Por “libranza de emergencia” que no permita realizar la libranza programada por criterios de operación y seguridad.3. bloquear la protección Buchholz de un transformador que se saque de servicio y otro tipo de bloqueo. Cuando se vaya a trabajar en un “equipo muerto” dado en libranza. el Despachador del CND.28) (MOM.29) . que este equipo dado en libranza está efectivamente desenergizado.3. Si durante la ejecución de una maniobra en la libranza se detecta alguna anomalía que impida la realización de esta. amarillo y rojo. Por motivos de fuerza mayor o caso fortuito. Despachador y el Operador. que definirán las condiciones bajo las cuales se encuentran los equipos involucrados en las libranzas. será indicativa de que deberán ser desconectados todos los dispositivos de reenergización o rearranques automáticos de dichos equipos. (MOM. deberán tomar las medidas necesarias para que no ocurran operaciones erróneas en el equipo relacionado y pueda ocasionar algún evento. se deberán utilizar tres tipos de tarjetas de seguridad identificadas con los colores blanco. cerrar válvulas de la tubería de aire.3. La tarjeta amarilla colocada sobre un determinado equipo. b. Cuando se libere una parte del equipo.3.a. deberá informar al Despachador del CND el trabajo a realizar. como puede ser bloquear la protección diferencial al librar el interruptor de un banco de transformadores sin transferencia de protección.24) (MOM. o sea haberse desconectado la alimentación a las bobinas de cierre..3. En cada ocasión que el personal del Agente entre a una instalación del SIN bajo el control del CND.25) (MOM. Tarjeta Amarilla: Se colocará sobre los equipos cuando los mismos van a permanecer energizados u operando.3.27) (MOM. La tarjeta roja colocada sobre un determinado equipo será indicativa de que deberán tomarse todas las medidas necesarias para que dicho equipo no pueda ser energizado accidentalmente bajo ninguna circunstancia. La forma de utilizar las tarjetas es la siguiente: Tarjeta Roja: Se colocará sobre los equipos en libranza que deberán quedar desenergizados o fuera de servicio. al retirarse de la instalación deberá informar al Despachador del CND de los trabajos realizados y las condiciones de la instalación. el personal deberá verificar por medio de su equipo de prueba. 34 Anexo A (MOM. bloquear mecanismo o alguna otra manera que evite su operación. El operador debe tener la seguridad por la parte que le corresponde. De igual manera.26) (MOM.23) Si en el transcurso de la ejecución de una libranza se detecta una condición anómala y/o peligrosa para la operación del equipo. Un equipo puede quedar libre sólo si se han cumplido los procedimientos necesarios para asegurarse que no pueda volver a energizarse. se deberá suspender la siguiente maniobra hasta que la misma sea completada o se suspenda la libranza.3. Para la seguridad del personal. que el equipo no tiene peligro de llegar a quedar excitado o energizado.
11 de este Reglamento.38) (MOM.32) Sobre todas las tarjetas deberá quedar indicado en forma escrita el nombre de la persona que la coloca. se bloqueará el recierre y se colocará tarjeta amarilla tanto en el control del interruptor. estos serán solicitados mediante nota al CND. (MOM.33) (MOM. (MOM. se colocará la tarjeta amarilla en el control del interruptor del circuito o línea. indicándose también la empresa para la cual labora y su cargo en ella. Las libranzas de líneas que solamente requieran la desactivación del recierre. Estas libranzas se exceptúan del lo que estipula el MOM.3.Tarjeta Blanca: Se colocará sobre los equipos cuando éstos deban permanecer operando o fuera de servicio bajo alguna condición especial. La condición debe especificarse en la tarjeta (MOM.3. c) Supervisar que su personal trabaje con las condiciones de seguridad establecidas dentro de su respectivo Manual de Seguridad.3. Sólo el trabajador a quien se concede la libranza y/o los trabajadores bajo su supervisión. b) Poseer el equipo de comunicación para tener contacto con el Despachador del CND. para su aprobación.3. Cuando se trate de circuitos con interruptor que tengan control de recierre. haciendo las observaciones que juzgue oportunas para evitar cualquier error.3. como en el control de recierre. (MOM.35) Si durante la ejecución de una libranza con equipo en servicio.37) Al inicio de la libranza el Despachador del CND debe expresarse en forma clara y concisa con el Despachador u Operador.39) 35 Anexo A .3.30) (MOM. deberán ser solicitadas por el responsable de la misma.3. se llegase a disparar el interruptor. Estas libranzas se exceptúan del lo que estipula el MOM. informando el número de libranza.3. indicando al Despachador del CND colocar una "Tarjeta Amarilla" a la línea.34) Cuando se trate de desactivación.. identificando con precisión el equipo de que se trate por su nomenclatura y ubicación. Despachador u Operador no debe cerrarlo hasta obtener comunicación con el responsable de la libranza.3.36) (MOM.11 de este Reglamento. (MOM. El trabajador responsable de la libranza tiene la obligación de: a) Estar presente en el sitio y conocer los trabajos que se van a ejecutar. el Despachador del CND.3. Para realizar una libranza con el equipo en servicio.3.31) (MOM. así como advertirle que tome las precauciones pertinentes. la hora de inicio.3. Cada tarjeta sólo podrá ser removida del equipo por el responsable. pueden trabajar en el equipo. Despachador u Operador. El Despachador del CND. rotación y/o transferencia de la protección de los circuitos de baja frecuencia o bajo voltaje que no involucren otros trabajos. Despachador u Operador debe llevar el control de las libranzas en ejecución y el equipo que está a su cargo.
En caso de producirse un cambio (topología de la red. cambio de protecciones. podrán prorrogarse las libranzas. que pueda afectar la coordinación apropiada de los dispositivos de protección entre los agentes del mercado. Al término de una libranza el equipo será normalizado lo antes posible poniéndolo en servicio en presencia del ejecutor del trabajo.3.3.48) (MOM. El no devolver la libranza al terminar el trabajo para la cual fue solicitada.3.45) (MOM.3. que se harán constar en el informe respectivo. El CND deberá notificar este incumplimiento del Agente al ERSP. Cuando el trabajador a quien fue concedida la libranza no le sea posible continuar con ésta. que haya implicado la pérdida de tele medición no deberá recibirse hasta verificar que las señales presentadas al mismo sean razonablemente congruentes con los valores y estados en el campo. previa investigación de las causas.47) (MOM. Despachador u Operador haciéndose totalmente responsable de ella.44) El operador debe realizar la prueba de energización al equipo en libranza.3. En caso de ser necesario otros trabajos deberá solicitarse otra libranza.42) (MOM. la empresa responsable tendrá la obligación de notificar a los otros agentes del mercado con antelación de treinta (30) días.3. etc. Sólo el trabajador a quien fue concedida la libranza debe devolverla.3. previo acuerdo con el Despachador del CND. mediante un dispositivo que tenga la debida capacidad interruptiva o que posea esquema de protección selectivo. con el propósito de coordinar una solución. Sólo por causas excepcionales o de fuerza mayor. Número de la libranza. Las prórrogas de más de cuarenta y ocho (48) horas deberán justificarse por escrito al CND. (MOM. Distribuidoras o Grandes Clientes o en el sistema de transmisión. (MOM. Las prórrogas serán aprobadas por el Despachador del CND.3.41) La libranza autoriza exclusivamente los trabajos especificados. ya sea en el sistema de las Generadoras. Tales cambios no se realizarán sin la aprobación del CND. Dar información sobre la condición en que entrega el equipo. terminal remota o canal de datos).(MOM.46) (MOM. La devolución de la libranza se hará en forma clara y concisa.40) (MOM. indicando: a) b) c) Quien devuelve la libranza.). o declarándolo disponible.49) 36 Anexo A .3. es un incumplimiento al Reglamento. La devolución de una libranza en un equipo de control supervisor (unidad maestra. el trabajador que él designe o que tenga esta autorización debe tomarla.43) (MOM.3.
3) (MOM. la empresa para la cual laboran.4. a fin de que se compruebe que la transmisión de información fue correcta. Grandes Clientes conectados al sistema principal de transmisión. (MOM. deberán indicar claramente su nombre. Comunicación Directa: La comunicación entre el CND y un agente del Mercado se realizará a través de un sistema de telefonía dedicada existente. la empresa para la cual labora. Este medio se utilizará en el caso en que no sea posible la comunicación a través de la Comunicación Abierta y la Comunicación Directa.4. la persona que recibe la comunicación debe indicar su nombre. Distribuidores y Transmisores. utilizar los medios de comunicación establecidos para la operación del SIN y mantener los equipos de comunicación bajo su responsabilidad. Comunicación Alterna: Los Agentes del Mercado contarán con una línea de teléfono. Al presentarse una anomalía en cualquiera de los Medios de Comunicación. son los siguientes: 1.5) 37 Anexo A .4. por lo que debe circunscribirse a las labores operativas.4) Estos medios de Comunicación son para uso exclusivo de la operación del SIN. tanto el Despachador del CND. el Agente responsable contará con 24 horas para resolverla o presentar al CND un plan de acción para resolver el inconveniente y normalizar las comunicaciones.1) Es responsabilidad de los Participantes Productores que son despachados por el CND. Los Medios Comunicación establecidos para la operación del SIN. a la cual se le denominará "Teléfono Rojo”. Este será la segunda opción para la comunicación del mercado.2) (MOM. y la orden y/o la información expresada. Al momento de utilizar estos medios de comunicación. como los Operadores y/o Despachadores. Este medio constituye la primera opción de comunicación del mercado.4. Comunicación Abierta: La comunicación entre el CND y todos los Agentes del Mercado se realizará a través de la frecuencia de radio única existente. (MOM. Por su lado.4. y repetir lo que se le ha ordenado y/o informado.CAPÍTULO IV MEDIOS DE COMUNICACIÓN. 2. 3. denominada "Frecuencia del Mercado". (MOM.
TOMO III MANUAL DE DESPACHO Y PLANIFICACIÓN HORARIA 38 Anexo A .
o con el auxilio de los trabajadores que se asignen para ello. dentro de los plazos definidos en las Normas de Intercambio de Información y/o en el Manual de Operación y Mantenimiento. para lograr la seguridad y calidad del servicio. Los mismos serán ajustados por los Agentes según los parámetros requeridos que resulten de los estudios técnicos que realice el CND. el CND deberá ejecutar las acciones necesarias y en tiempo oportuno.1.CAPÍTULO I POLÍTICA DE DESPACHO (MDP.1. calidad y economía. que representen la realidad del sistema eléctrico con el nivel de detalle necesario.4) (MDP. de tal forma que se atienda la demanda instantánea minimizando el costo total de operación del sistema. Mediante la Operación Integrada del Sistema Eléctrico. El CND deberá realizar el despacho económico de energía mediante procedimientos y modelos adecuados. Los Agentes deben proveer los diagramas funcionales de sus gobernadores. El CND deberá realizar el despacho de energía con eficiencia. incluyendo el plazo estimado para superar tal condición.1. con el fin de que el CND pueda realizar los estudios y simulaciones necesarias para la operación de estos equipos dentro del Sistema. La supervisión de la operación del sistema deberá ser constante . excitadores.5) (MDP.6) (MDP. Los Agentes deben informar al CND su plan de mantenimiento deseado. seguridad.1. cumpliendo con los criterios prioritarios de confiabilidad y seguridad del suministro. para lograr dichos objetivos.1. dentro de las restricciones de operación y calidad.2) (MDP.1) Los generadores están obligados a informar toda la potencia que tienen disponible al CND para que dicho organismo la despache.1. e informar cualquier limitante que tengan y los motivos de la misma. por los medios tecnológicos que lo permitan en forma directa.7) 39 . limitadores y estabilizadores. Dicha supervisión se deberá hacer con los mejores medios disponibles. Dicho despacho Anexo A (MDP. dentro de los plazos y procedimientos definidos en el Manual de Operación y Mantenimiento y en las Normas de Intercambio de Información. A través del despacho. Los Agentes deben proveer al CND la curva de eficiencia de sus unidades generadoras.3) (MDP.1. el CND definirá la cobertura de la demanda asignando la generación disponible en orden ascendente de su costo variable aplicable al despacho.
considerando la demanda interrumpible ofertada.1. Transmisores y/o Distribuidores participar en los esquemas de disparo de generadores o de líneas según sea el caso. (MDP.12) El CND. El CND debe mantener el Error de Control de Área (ECA) dentro de las normas siguientes: a) En periodos de 10 minutos dentro de cada hora debe cruzar el “0”. restricciones de arranque y parada. El CND coordinará con los Agentes la política de los esquemas de desconexión de carga. El Porcentaje de reserva rodante necesario esta definido en el Artículo MOM. b) El promedio de la desviación de la variable controlada (intercambio o frecuencia. para detectar las desviaciones con respecto a lo esperado y procediéndose con los correctivos del caso. .1. y eventos ocurridos en el SIN. El CND mantendrá el registro sistemático y ordenado de parámetros. es el responsable de dirigir y coordinar las operaciones bajo contingencias del SIN. Estos esquemas servirán para compensar el déficit o exceso de potencia y/o mantener en los límites de operación a los elementos del SIN ante una condición de falla o disturbio en el sistema.1.considerará a la demanda como una variable que se puede reducir en función de las ofertas de interrumpibilidad de demanda.10) (MDP.1.1.8) El CND deberá sincronizar las unidades que sean necesarias para garantizar que la reserva rodante sea igual o superior al porcentaje requerido de acuerdo con la demanda esperada para cada hora.27. tiempos de arranque.13) 40 Anexo A . a) Es obligación de todos los Agentes que representan demanda. (MDP. La selección de las máquinas a sincronizar se realizará en orden creciente del costo variable aplicable al despacho. El CND deberá realizar el análisis de la operación en tiempo real. disparo de generadores o de líneas. mediciones. b) Es obligación de los Agentes Generadores. (MDP.1. considerando el costo de arranque y requisitos técnicos tales como localización. antes de entrar en asistencia de emergencia.1.9) (MDP. Se considera que se tiene un control de calidad si las normas son cumplidas el 90% del tiempo. o ambas) en periodos de 10 minutos debe estar dentro del rango permitido de control. participar en los esquemas de desconexión de carga.11) (MDP..
1.14) El ECA se obtendrá como la diferencia entre la generación total y la generación requerida. midiendo la diferencia entre el intercambio actual y el planeado y midiendo la diferencia entre la frecuencia actual y la deseada.(MDP. 41 Anexo A .
Los Agentes deberán informar al CND según lo establece la metodología de detalle correspondiente. e) Restricciones operativas que afecten la central o una unidad en particular.2. 42 Anexo A .1) Para fines del despacho y programa de generación semanal la primera semana de despacho del año iniciará a las 00:00 horas del primer sábado de cada año (día uno) y tendrá una duración de siete (7) días. los Agentes deberán enviar al CND la información necesaria para la Programación Semanal siguiente. (MDP.2) (MDP. donde se indique la fecha y hora de inicio y la fecha y hora de terminación. d) Potencia (MW) máxima y mínima neta por unidad. con los segmentos de potencia activa en las líneas de la matriz y las unidades necesarias para satisfacer la potencia en las columnas de la matriz. su disponibilidad horaria semanal y todos los datos de oferta de generación necesarios para la programación de la operación y el despacho.2. El CND deberá realizar dicha programación utilizando un modelo que represente adecuadamente la optimización de los recursos disponibles. c) Numero de Unidades (generadores) requeridas para entregar una determinada potencia y cumplir con las instrucciones del despacho.CAPÍTULO II DESPACHO Y PROGRAMA DE GENERACIÓN (MDP.3) Estos datos sólo podrán ser modificados a través de una notificación escrita al CND. con la correspondiente justificación técnica. tiempo mínimo de arranque en caliente y tiempo mínimo de re-arranque.2. g) Tiempo mínimo de arranque en frió. f) Tiempo mínimo requerido entre arranque y parada. Declaración de disponibilidad:.2. los cuales deben incluir como mínimo la siguiente información: a) Definición del periodo de disponibilidad e indisponibilidad para cada unidad o grupo de generador conjunto. Se suministrará la información en formato matricial. tan pronto sea del conocimiento del agente. (MDP. b) Tiempo mínimo para entregar la potencia máxima disponible declarada.4) Cada semana dentro de los plazos definidos en las Normas para Intercambio de Información.
2. los requerimientos de los servicios auxiliares de respaldo del sistema. denominado predespacho diario. de acuerdo a las regulaciones vigentes aplicables y respetando la prioridad de abastecimiento del mercado nacional. (MDP. el CND deberá realizar el despacho económico previsto para el día siguiente. Cada día dentro de los plazos definidos en las Normas para el Intercambio de la Información.2.6) El resultado de la planificación semanal debe incluir la energía prevista a producir en cada una de las centrales . los tiempos mínimos de arranque y parada. dentro de las restricciones operativas.5) El modelo deberá realizar la optimización semanal del uso de los recursos de generación minimizando el costo de operación del SIN incluyendo el costo de falla. la demanda que se modifica por interrumpibilidad. El costo de falla se modelará de acuerdo a los criterios y metodologías establecidas en las Reglas Comerciales. y cualquier otro elemento operativo significativo que afecte la operación real y sea necesario tener en cuenta para asegurar la calidad.(MDP.2. realice el “unit commitment”.2. el riesgo de vertimiento y cualesquiera otros datos significativos a la planificación y coordinación de la operación. el riesgo de desabastecimiento.2. considere los costos de arranque y parada.2. la energía de intercambios internacionales. El mismo se basará en: (MDP.2. de calidad y de seguridad vigentes. incluyendo el costo de falla.12) 43 Anexo A .9) El CND realizará el predespacho diario con un modelo que cumpla con los mismos requisitos que el modelo semanal. El modelo diario utilizará como datos de entrada los valores informados por los Agentes. generación obligada y el Agente responsable de dicha restricción. las pérdidas y restricciones de transmisión. modele la rampa de subida y bajada de carga. (MDP. (MDP.11) (MDP. la existencia de alguna restricción activa. la demanda. optimizando la ubicación horaria del agua y de las unidades térmicas .8) Las ofertas de exportación e importación al Mercado de Oportunidad Regional (MOR) las harán los Agentes al CND y éste a nombre de ellos y/o en nombre propio al Ente Operador Regional.2. (MDP. las previsiones realizadas y el valor del agua calculado por el CND. la red de transmisión. (MDP. pero que modele en mayor detalle las características de la oferta del Agente. Para ello deberá contar con un modelo de despacho que minimice el costo de operación del SIN.10) La salida del modelo de despacho diario deberá señalar horariamente la producción de cada planta. seguridad y economía del servicio.7) El CND deberá informar a los Agentes el resultado del despacho semanal previsto para la próxima semana. de acuerdo a la metodología de detalle correspondiente. la energía a importar o exportar en la interconexión internacional.
16) (MDP. Transcurrido este plazo los Agentes no podrán presentar reclamos.13) El CND deberá completar datos faltantes y verificar la coherencia de la información a utilizar para lograr la mejor representación posible del día siguiente y así garantizar una programación eficiente de la operación. para analizarlo y verificar la operación realizada. y los costos variables de los generadores. demanda interrumpible aceptada. de no ser aceptado por algún Agente dichos resultados.2. b) Las restricciones de transmisión informadas por los transportistas. Cada día el CND deberá informar a los Agentes los resultados del predespacho diario del día siguiente según lo establece la metodología de detalle correspondiente. El CND comunicará los resultados del análisis a los Agentes. d) Las consideraciones operativas de las unidades generadoras.a) La demanda para el día siguiente tomando en cuenta las proyecciones de demanda diaria realizadas por el CND. Los Agentes deben cumplir los programas que surgen del despacho. Las unidades serán despachadas económicamente dentro de la prioridad de satisfacer los parámetros de seguridad de la red acorde a la condición del SIN. Los Agentes tendrán dos días hábiles a partir del momento que se recibe la información para enviar sus cuestionamientos sobre el despacho y/o operación realizada durante el día anterior. (MDP. La información del predespacho deberá incluir como mínimo los programas de generación.2. programa de restricciones al suministro. adjuntando la información preparada por el o los Agentes.18) El CND calculará la potencia firme de largo plazo de cada central hidroeléctrica o eólica con los modelos y metodologías que a continuación se definen. y ordenes de operación del CND.2. 44 Anexo A .2. En caso de recibir reclamos el CND cuenta con dos días hábiles después de recibido éste. restricciones de transporte. la disponibilidad de potencia y combustible. la Exportación / Importación programada y la demanda interrumpible ofertada.14) (MDP.15) (MDP. El CND tiene hasta las 18:00 horas de cada día para enviar a los Agentes el postdespacho. indicando la operación que a su juicio debió ser.2. (MDP.17) Potencia Firme de Largo Plazo (MDP. el CND someterá el cuestionamiento y el análisis realizado al ERSP. c) Los parámetros de seguridad de la red y calidad del servicio señaladas por el CND.2. las exportaciones e importaciones y los precios horarios de la energía previstos (costos marginales del SIN).
Este modelo calcula la generación mensual para las centrales a filo de agua o pasada. En el caso de una central hidroeléctrica.21) 45 Anexo A .2. con una probabilidad de excedencia de 95%. Para centrales a filo de agua o pasada. correspondiente a las horas de demanda máxima diaria. la potencia firme de largo plazo se estima en función de la energía garantizada mensual con probabilidad de ocurrencia del 95% del tiempo. la potencia firme de largo plazo se estima sobre la base del caudal diario o mensual afluente captado. la cual corresponderá al 95% de probabilidad de ocurrencia. garantizado el 95% del tiempo de la curva de duración de caudales captados. Para las centrales de embalses y centrales en cascada con un embalse regulador importante aguas arriba. la potencia firme de largo plazo se calcula utilizando un modelo de simulación que reproduce la operación de la misma en un periodo meteorológico de un mínimo de 1 a 5 años. En el caso de una central eólica. dado el régimen hidrológico o de vientos de la central. de embalse o en cascada para el periodo de estudio.2. la potencia firme de largo plazo se calcula utilizando un modelo de simulación hidroeléctrico que reproduce la operación del sistema hidroeléctrico en forma integrada para un periodo hidrológico registrado de un mínimo de 30 años.2.19) La potencia firme de largo plazo de una central hidroeléctrica o eólica se define como aquella potencia cuya entrega puede ser garantizada por la central durante el periodo de máximo requerimiento del sistema. La estimación de dicha potencia se basará en las curvas de duración horaria de las potencias. que puede ser colocada por la central en ocho (8) horas diarias durante todos y cada uno de los días del mes correspondiente.20) (MDP.(MDP. (MDP.
CAPÍTULO III CONTROL DE FRECUENCIA. deberá ser constante y permanente.3. El control de voltaje deberá ser constante y el CND deberá vigilar que sus valores no excedan de los límites establecidos en las normas vigentes. Se deben suministrar al CND los datos de las unidades. tipo de combustible.3.4) (MDP. límites inferiores y superiores de regulación. costo(s) variables y otros parámetros que requieran los programas de control automático de generación y despacho económico. 4. La planta debe tener una Unidad Terminal Remota (UTR) que se comunique con el sistema Maestro SCADA ubicado en el CND.6) (MDP. VOLTAJE Y SERVICIOS AUXILIARES (MDP. Anexo A 46 .1. El CND controlará el voltaje del SIN a través de: a) Los equipos de compensación del sistema. La Regulación Secundaria de la frecuencia del SIN se realizará a través del control automático de generación (AGC) del Sistema SCADA del CND. 2. La rampa de subida y bajada deberá satisfacer el requerimiento indicado en el artículo (MOM. 3. b) Los cambiadores automáticos bajo carga o reguladores de voltaje en los transformadores reductores. Se debe tener indicaciones de las unidades en remoto/local. mediante este control el CND deberá mantener el equilibrio entre la generación y la demanda conforme a las políticas operativas establecidas. El CND controlará de forma remota la subida y bajada de la carga MW y MVAR de la unidad generadora bajo control del AGC.3. Los ajustes de los gobernadores serán determinados según se indica en el Artículo MDP.2) (MDP. y el estado del interruptor de la unidad.3. (MDP.5) (MDP.1) El control de la generación (manual o automática).4.3. La Regulación Primaria de la frecuencia del SIN se llevará a cabo a través del regulador de velocidad de cada unidad generadora. c) Reguladores de voltaje (AVR) en los generadores.3) (MDP.7) El Agente deberá cubrir los costos asociados a las comunicaciones de su UTR o SCADA local con el SCADA del CND. como la curva de eficiencia.1. 5. Para que un Agente sea habilitado para participar en los servicios auxiliares generales deberá cumplir con los siguientes requerimientos: 1.3.3.29). rampas de subir y bajar carga. Se debe monitorear instantáneamente la potencia generada de cada generador mediante transductores de potencia u otro compatible con la UTR.
TOMO IV NORMAS PARA INTERCAMBIO DE INFORMACIÓN 47 Anexo A .
deben contar con los medios adecuados para llevar a cabo su supervisión y suministrar todos los parámetros relacionados.5) Para que el CND preste debidamente el servicio de operación integrada a través de la UTR más cercana existente en la subestación.1. Mediciones de niveles de los reservorios de las centrales hidroeléctricas.4) .. Estatus de los interruptores asociados a las unidades de generación. Voltajes. Para que el CND preste debidamente el servicio de operación integrada a través de la UTR más cercana existente en la subestación. También maneja las alarmas. Cogeneradores y Distribuidores con generación propia sujetos a despacho. Alarmas generales. Estatus de los interruptores del lado de alta y baja de los transformadores. deben contar con los medios adecuados para llevar a cabo su supervisión y suministrar todos los parámetros relacionados.1) El sistema SCADA. (NII. Autogeneradores. Cogeneradores que estén conectados directamente a la red de transmisión. condiciones críticas y no críticas de los transformadores y subestaciones.1. centraliza la Supervisión Control y Adquisición de Datos recolectados de cada una de las estaciones Terminales remotas (UTR) de las subestaciones a nivel nacional y realiza las funciones de control de la Frecuencia. Estatus de los conmutadores “Local – Remoto” de las unidades de generación habilitadas para participar en el Control Automático de Generación. Todo el sistema de medición de potencia y energía es bidireccional. tales como: Potencia activa MW y reactiva MVAR.1. Las Mediciones registradas a través del Sistema SCADA tienen la finalidad de proporcionar al CND la información de la operación en tiempo real. datos históricos y otros datos en línea y fuera de línea para la elaboración de reportes. Control Conjunto (subir y bajar carga) de las unidades generadoras que lo posean. ubicado en las instalaciones del Centro Nacional de Despacho (CND) en la ciudad de Panamá. así como los Grandes Clientes conectados al Sistema Principal de Transmisión y todos aquellos agentes que vinculen puntos de intercambio de terceros con la Empresa de Transmisión.3) (NII. Contadores de Energía entrando y saliendo de la planta: MWh.1.1. Autogeneradores.2% y menor de 0. tales como: Estatus de los interruptores del lado de alta del transformador. los agentes Generadores. Control de Generación de las unidades e Intercambio de energía basados en un despacho económico. MVARh.CAPÍTULO I SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN DE SUPERVISIÓN Y CONTROL (NII.5% para las otras mediciones. La precisión de los medidores para la potencia debe ser igual o menor que 0. 48 Anexo A (NII.2) (NII. los Agentes Distribuidores. Mediciones de voltaje en el lado de alta del transformador.
1. 49 Anexo A . Alarmas generales. Capitulo IV de este Reglamento.Activar y desactivar recierres de líneas y protecciones previamente acordadas con la Empresa de Transmisión. condiciones críticas y no críticas de los transformadores y subestaciones. (NII.6) Todos los Agentes que estén conectados a la red de transmisión deben contar con los medios de comunicación establecidos en el Tomo II. Mediciones de voltaje en el lado de alta del transformador.
2. Blondel.8) 50 .1.2. Se entiende por punto de entrega o de recibo de energía.2. la medición debe tener un arreglo estrella en su secundario. o sea. El diseño del SMEC debe cumplir con lo siguiente: • Todos los dispositivos. a fin de que estén en condiciones operativas.2.1. equipos.2. cables deben estar debidamente identificados. Para las operaciones en media y en baja tensión requerirá un (1) medidor.6) (NII. el punto de interconexión al Sistema ya sea de transmisión o de distribución. El SMEC para operación en alta tensión será redundante en medición. enlaces y protocolo de comunicación con el CND.2. un medidor principal y uno de respaldo. según sea el caso. o cuando el CND o un Agente lo solicite. En cualquier caso se aplicará el teorema de Andre E.CAPÍTULO II SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL PARA TODOS LOS AGENTES PARTICIPANTES DEL MERCADO ELÉCTRICO NACIONAL. Anexo A (NII. así mismo. El SMEC de cada Agente.1. instalar y darle mantenimiento a los componentes del SMEC asociados a su(s) puntos(s) de entrega o recibo de energía.2.1) (NII.7) (NII. (NII. Para el conexionado del SMEC. la medición debe tener un arreglo delta en su secundario. se tomará en cuenta lo siguiente: para un sistema estrella en el primario. será objeto de revisión cada año a partir de su certificación.2.1) Generales Las transacciones comerciales entre los participantes del Mercado del Sistema Interconectado Nacional (SIN) se calcularán utilizando las mediciones tomadas del Sistema de Medición Comercial (SMEC). (NII. Cada Agente debe suplir. • El (los) medidor (es) y sus equipos de interconexión con las señales de voltajes y de corrientes deben estar en un recinto que será sellado por el CND.1.2) (NII.1. para un sistema delta en el primario.1.4) (NII. fuente(s) de alimentación y dispositivos de transformación de Potencial (TP) y Corriente (TC).5) Para seleccionar el arreglo del SMEC se tomará en cuenta el sistema de conexión (estrella o delta). al cual se va a conectar el Agente. El SMEC lo constituyen: El (los) medidor(es). • Tener su protección a tierra con una resistencia igual o menor a veinticinco (25) Ohm.3) (NII.1.2. o de acuerdo a su perfil de consumo.1.
2. • Relaciones de transformación disponibles y el elegido. Demanda máxima en caso de emergencia del punto de entrega o retiro. requiere que el Agente someta a la aprobación del CND. • Marca y modelo. Con cuántos equipos. • Número de devanados secundarios. • Constante de pulso Kh. Anexo A 51 . Medidor (es) de energía: • Marca.2. dados en MVA.2. Datos Técnicos de los Equipos Propuestos: (NII. • Corriente y/o Voltaje primaria y secundaria.1) (NII. las siguientes informaciones: Diseño propuesto. • Tipo de emisor de impulsos de energía.Capacidad de almacenamiento (en días) de las variables y con la periodicidad exigida en este reglamento. • Tiempo de respaldo o autonomía de la fuente de alimentación. Equipos de comunicación: • Marca y modelo.3) • • • • • • Información adicional: Distancia entre el (los) medidor (es) y el punto de conexión de la fuente de voltaje y corriente utilizado para efectuar la medida.2. comparte los secundarios de los TC y TP y sus respectivas carga. si fuese el caso. Demanda mínima y máxima. • Clase y carga estándar (burden). Características del cable utilizado para transportar el voltaje y corriente entre el (los) medidor (es) y el punto de conexión de sus respectivas fuentes.2) Transformadores de Corriente y de Potencial de utilizarse.2.• (NII. dado en MVA. (NII.2. dados en VA. modelo y clase. expectativa de crecimiento del punto de entrega o retiro.2) Los equipos de comunicación y alimentación deben estar en un recinto separado de los medidores. Solicitud de Implementación La implementación de un SMEC. • Tipo de alimentación (Vac o Vdc). el cual implica: • Plano de comunicación y fuente de alimentación. que no será sellado por el CND. • Plano de la ubicación física de los equipos. • Consumo VA o Ampere • Tipo de alimentación (Vac o Vdc).2. Factor térmico elegido para el TC. Fuente de Alimentación: • Marca y modelo. • Plano de conexionado del (los) medidor(es).
Anexo A (NII.4) Autorización de la Implementación.2.1) 52 .2.1. (NII. y voltaje máximo del secundario del TP elegido. Los parámetros programables deben ser almacenados en memoria no volátil.2) (NII. Operar sin detrimento de su precisión en temperatura ambiente de entre 15° y 70° Centígrados con humedad relativa entre 30% y 95%.2.2.5) (NII. por lo menos por doce (12) días las variables de energía activa y reactiva entrando y saliendo. el (los) medidor(es) debe(n) aceptar entradas máximas de corriente a demanda máxima más la expectativa de crecimiento del punto de entrega o retiro. En los SMEC que utilicen TC o TP. el CND mediante nota le indicará al Agente la aprobación o rechazo de la misma. bajo el concepto FIFO (lo primero que entra es lo primero que sale).4. Los transformadores de potencial (TP) y de corriente (TC) deben ser de clase 0.(NII.3 para la norma ANSI / IEEE C57. el (los) medidor(es) debe(n) ser bidireccional (es) con precisión de 0.20 e IEC 60687.3) (NII.6) En los SMEC que utilicen TC y TP. la cual fijará el CND. por medio de la utilización de una contraseña. (NII.2.4) (NII.7) Almacenar en memoria con períodos de quince (15) minutos.1) Características del (los) Medidor (es). Tener una fotocélula contador tipo Ferrari o Electrónico para la calibración de la medición.5% o mejor para las mediciones de energía activa (kWh) según las Normas IEEE / ANSI C12. En los SMEC que no utilicen TC o TP.13.20 e IEC 60687. No deberá desviarse más de dos (2) minutos con respecto al Servidor en un término de siete (7) días calendarios. Dentro de los cinco (5) días laborables después de haber recibido la solicitud de Implementación. Características de los Dispositivos de Transformación.2. TP o ambos el (los) medidor(es) debe(n) ser bidireccional (es) con precisión de 0.4) (NII. demanda integrada en 15 minutos.2. En los SMEC que no utilicen TC. La utilización de la misma no debe interferir en la operación normal del medidor. el (los) medidor(es) debe(n) aceptar entradas máximas de corriente del secundario del TC a máxima demanda más expectativa de crecimiento multiplicado por el Factor Térmico.3. IEEE / ANSI C12.3) (NII.2.3. Equipado con un reloj interno el cual será sincronizado únicamente por el computador servidor en el CND. voltajes por fase.2." (NII. Programable desde un puerto local con el apoyo de una computadora sin interferir con la comunicación remota.2.3.2 según las normas IEC 60044-1 / 60044-2 o clase 0.2.1.3. IEEE / ANSI C12.3. utilizando el principio de almacenamiento circular.3.2% o mejor para las mediciones de energía activa (kWh) según las Normas IEEE / ANSI C12.3.2.
3) El voltaje secundario del TP deberá corresponder con el voltaje de operación del medidor.2. continua y estable que garantice su operación por lo menos treinta (30) minutos posterior a una interrupción del flujo de energía. 2.2.5) (NII. debe ser mayor que la corriente de arranque del medidor. La elección de la corriente primaria del TC no debe ser más del 20 % de la corriente primaria a demanda máxima más la expectativa de crecimiento.2.6) El factor térmico del TC debe ser elegido proporcional a la capacidad máxima de corriente en operación de emergencia.2.2.2) (NII. (NII.1) (NII.2. Solicitud de Certificación.2. Así mismo.5.6) Fuente de Alimentación.3) (NII. el margen de seguridad será del 100%.4. Anexo A .5. Características de Comunicación con los Medidores.2. (NII. La instalación del TC debe ser polarizada con H1 hacia el punto de interconexión.1) 53 Certificación.7) (NII. Es responsabilidad del Agente que los Medidores del SMEC posean una alimentación segura. incluyendo un margen de seguridad de 50% de la carga cuando se trate de transformadores dedicados al SMEC. La comunicación entre los medidores y el CND debe utilizar el medio y protocolo vigente y no debe depender de otro medidor.7. (NII.4. Un puerto local y sus accesorios para la configuración y obtención de data almacenada en memoria. Cada medidor debe tener por lo menos dos puertos de comunicación independientes y de uso simultaneo: 1. A demanda mínima la corriente secundaria del TC.4. Un puerto para establecer la comunicación con el CND. (NII. En los casos de transformadores cuyo uso es compartido con otras cargas.4) (NII. la corriente del secundario del TC deberá corresponder con la corriente de operación del medidor. Cada Agente debe entregar el programa de comunicación con su licencia al CND e instruir al personal en el uso del mismo y la exportación de la data a un formato texto.5.2.5) (NII. indicando de esta manera que la potencia cuando entra al SIN es negativa y cuando sale del SIN es positiva.2) Los dispositivos de transformación deben elegirse con la carga estándar que más se aproxime a la carga total conectada al secundario de estos transformadores.2.(NII.4.2.2.4.
Mediante nota dirigida al Centro Nacional de Despacho el Agente solicitara la Certificación. Dentro de los dos (2) días laborables después de haber recibido la Solicitud de Certificación. La instalación eléctrica de acuerdo al diseño aprobado. el CND mediante nota le indicará al Agente la fecha y hora de la inspección de campo. La calibración de la medición. El CND apruebe: a. La relación de transformación de los TP y TC. El CND emita la certificación. deberá completar los trabajos de instalación del SMEC siguiendo los criterios de diseño aprobados. 3. Previo a dicha solicitud.7. 2. 54 Anexo A . en los casos que se utilicen.2) Un SMEC se considera certificado cuando: 1. b. (NII. La validación de los datos obtenidos localmente versus los obtenidos remotamente. e. c. d. El Agente entregue los documentos que certifiquen los resultados de las pruebas efectuadas a los TP y TC en los casos que se utilicen. La comunicación y sincronización de los medidores. Esta inspección se deberá realizar en un plazo no mayor de diez (10) días laborables.2.
actualizando los datos descritos en el Tomo V de este Reglamento. Si el sistema del Agente del Mercado no ha sido modificado durante ese periodo. Los Agentes del Mercado deben proporcionar anualmente al CND.6) Información Requerida de los Generadores. de acuerdo a los procedimientos establecidos en el Tomo III (MDP).3.CAPÍTULO III INFORMACIÓN PERIÓDICA PARA EL DESPACHO (NII.1) Los agentes tienen el compromiso de suministrar al CND en “tiempo y forma”. Los agentes deben suministrar a solicitud del CND la información necesaria para realizar esta programación. el Agente del Mercado deberá indicar por escrito que el sistema no ha sufrido cambios. denominado predespacho diario. Para el caso de los intercambios con otros países.3.3. la información de su sistema eléctrico que afecte o pueda afectar la operación del SIN. en lugar de presentar al CND toda la información nuevamente. Todos los días antes de las 10:00 horas los agentes deben suministrar al CND la información necesaria para realizar el despacho del día siguiente.3. (NII. los plazos corresponderán a los establecidos en el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional. denominada programación semanal.3.2) (NII. como indique el CND.3) (NII. los agentes deben enviar al CND la información necesaria para realizar la programación de la semana siguiente. Antes de las 10:00 horas del penúltimo día hábil de cada semana de despacho.3.3. incluyendo costos de arranque y costo variable de producción por unidad de generación.5) (NII.7) Antes de entrar en servicio una central y/o una máquina. Los Agentes del Mercado deben comunicar inmediatamente al CND las modificaciones de su sistema eléctrico que afecten o puedan afectar la operación del SIN. Semestralmente se realizará la programación de la operación a mediano y largo plazo. el generadordebe enviar al CND toda la información referida a sus instalaciones que se detallan a continuación: • Información de costos de operación considerando la curva de eficiencia con un mínimo de tres niveles incrementales. de acuerdo a los procedimientos establecidos en el Tomo III (MDP). información fidedigna para realizar una correcta programación de la operación. antes del 15 de Mayo de cada año.4) (NII. (NII. Anexo A 55 .
correspondiente a la suma de costos variables de combustibles. • (NII. correspondiente a la suma de costos variables de combustibles. Para las centrales hidráulicas el nivel de los embalses. • • • (NII. debe informar cualquier restricción o limitante en el suministro de combustible de existir. La disponibilidad de las unidades generadoras. Potencia disponible. Las centrales hidráulicas deben suministrar sus pronósticos de aportes. rampas de subida y de bajada. costos variables de Operación y Mantenimiento pudiendo discriminar para distintos escalones de carga. costos variables de Operación y Mantenimiento pudiendo discriminar para distintos escalones de carga. pronósticos de aportes y restricciones aguas abajo. Costo variable aplicable al despacho ($/MWh). Para las máquinas térmicas de iguales características técnicas y dentro de una misma central se debe definir el costo variable representativo.9) Dentro de los plazos establecidos para el envío de los datos para la programación semanal los Generadores deben informar al CND para cada una de sus máquinas y/o centrales: • • • • Requisitos de mantenimiento. disponibilidad de combustibles ya sea en tanques o bien a través de garantías de suministro por parte del proveedor. Para las máquinas térmicas de iguales características técnicas y dentro de una misma central se debe definir el costo variable representativo.8) Dentro de los plazos establecidos para el envío de los datos para la Programación Semestral. Tomo V de este Reglamento. Para las centrales térmicas.• Datos dinámicos. Restricciones en la capacidad de generación. las normas de operación de embalses. • • 56 Anexo A . tiempos de sincronización y de arranque en línea muerta. los Generadores para cada mes del semestre deben informar al CND lo siguiente: • Costo variable aplicable al despacho ($/MWh). compromisos aguas abajo. incluyendo generación mínima y máxima. También. Los detalles descritos en las Normas de Expansión del Sistema.3. Otras restricciones que afecten el despacho.3.
(NII. En la operación real.14) Los Distribuidores y Grandes Clientes deben informar al CND dentro de los plazos establecidos. Horas en mantenimiento por emergencia.16) (NII.3. a los efectos de garantizar que la operación programada se aproxime lo más posible a la real probable y se logre la optimización de los recursos. la información será enviada el día siguiente hábil. detallando: • • • • • • • Capacidad Disponible. indisponibilidades forzadas indicando los plazos previstos para su puesta en servicio. Horas de operación limitada y la potencia a la que estuvo limitada. Dentro de los plazos establecidos para el envío de información para el despacho diario. su demanda prevista de energía en forma mensual y semanal. en función del comportamiento registrado en tiempo real. Tomo V de este Reglamento. los Distribuidores y Grandes Clientes deben informar al CND los cambios que prevén en sus pronósticos de demanda.11) En caso de días feriados. Horas de salida forzada y Número de disparos en el día.3. Deberán suministrar asimismo la información de interrumpibilidad.10) Dentro de los plazos establecidos para el envío de información para el despacho diario.(NII. el CND debe determinar las proyecciones de demanda. energía y potencia máxima así como las curvas de demanda horaria a utilizar en los modelos de programación y despacho. y la previsión de compra de faltantes. Dentro de los plazos establecidos para el envío de información para el despacho diario.3.3.3. (NII. Sobre la base de la información suministrada y al análisis del comportamiento de la demanda.3.17) 57 . los Generadores deben remitir al CND el reporte de operación del día anterior para cada unidad. Información Requerida de los Autogeneradores y Cogeneradores.15) (NII. Horas de operación normal. para la programación semestral. los Autogeneradores y Cogeneradores deben notificar al CND los cambios en los excedentes de energía ofertados.3. así como restricciones técnicas o de combustibles o cualquier cambio que afecte la disponibilidad declarada. Anexo A (NII.12) Dentro de los plazos establecidos para el envío de los datos para la programación semestral y semanal los Autogeneradores y Cogeneradores deben suministrar su oferta de excedente de energía y precio.13) Información Requerida de los Distribuidores y Grandes Clientes (NII. cualquier modificación respecto a los requisitos de mantenimiento. El CND elaborará los respectivos reportes.3. Los detalles descritos en las Normas de Expansión del Sistema. para el día siguiente. los Generadores deben informar al CND. Horas disponibles fuera de línea. (NII. Horas en mantenimiento programado.
3. Tomo V de este Reglamento.18) El CND dará el seguimiento a las proyecciones de demanda realizadas por los agentes consumidores. y realizará las gestiones necesarias para la actualización de éstas de ser necesario. Información Requerida de los Transportistas (NII.(NII. (NII. deben informar al CND las indisponibilidades forzadas que surjan en su equipamiento así como los plazos previstos para su solución y puesta en servicio y las limitaciones a la capacidad de transmisión.3.3.3.20) (NII. Los detalles descritos en las Normas de Expansión del Sistema.19) Los transportistas deben suministrar al CND sus solicitudes de mantenimiento programado anual y mantenimiento preventivo para la programación semanal y de despacho diario dentro de los plazos establecidos.21) 58 Anexo A . En la operación real.
TOMO V NORMAS PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA 59 Anexo A .
60 Anexo A . entre el sistema del Agente del Mercado y el SIN. c) La inserción al sistema de un nuevo sitio de interconexión o la modificación de un sitio de interconexión existente. actualmente conectado al SIN.CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN. b) Establecer la información que deben proporcionar los Agentes del Mercado.1.3) Los objetivos de esta norma son los siguientes: a) Promover y facilitar la interacción entre ETESA. el CND y los Agentes del Mercado en aquellos proyectos que afectan la expansión del SIN. d) Nuevas interconexiones internacionales.1.1. OBJETIVOS Y ALCANCE DE ESTAS NORMAS (NES. b) La interconexión al SIN de un nuevo Agente del Mercado. confiabilidad y seguridad del servicio y del abastecimiento.2) a) La necesidad de expansión del sistema de un Agente del Mercado. (NES.1) Estas Normas establecen los procedimientos aplicados por ETESA en el planeamiento y la expansión del SIN. para que ETESA pueda llevar a cabo el planeamiento y la expansión del SIN. e) El incremento de capacidad de transmisión o de equipamiento que mejore la calidad. La expansión del SIN se deberá principalmente a las siguientes razones: (NES.
Datos de demanda (potencia activa y reactiva) y energía activa. (NES. b) Los grandes clientes. deberá presentar la información general y los datos requeridos para el planeamiento del SIN. a la hora que ocurre la demanda "mínima" del sistema. Los Agentes del Mercado deben proporcionar a ETESA. definidos en los capítulos III y IV de este tomo. Datos de demanda (potencia activa) diaria: a) Los distintos Agentes del Mercado deberán proporcionar la información de carga requerida para construir las curvas de carga diaria. b) Demanda máxima diaria.CAPÍTULO II PROCEDIMIENTOS E INFORMACIÓN GENERAL REQUERIDA PARA EL PLANEAMIENTO (NES. la información de carga histórica. a más tardar el 1 de noviembre de cada año.2. Los datos de carga requeridos son: 1.1) Todo interesado o Agente del Mercado que presente una solicitud de Conexión a ETESA. de acuerdo a cada uno de sus puntos de interconexión.2. histórica y la pronosticada para el año siguiente. a la hora que ocurre la demanda "máxima" del sistema. histórica y la pronosticada para el año siguiente. actual y pronosticada. un pronóstico mensual de demanda activa y energía activa para los próximos 20 años de su respectivo sistema. no coincidente.3) 61 Anexo A . histórica y la pronosticada para el año siguiente. autogeneradores y cogeneradores deben proporcionar los datos de carga que requieren sus respectivos sistemas. 2. cada Agente del Mercado deberá proporcionar a ETESA. 3. a) Los distribuidores deben proporcionar la información de la carga relacionada con su sistema de distribución.2) (NES.2. c) Demanda diaria en los puntos de interconexión. en los puntos de interconexión. de acuerdo a los puntos señalados en los capítulos III y IV de este tomo. Pronóstico de carga para los próximos veinte (20) años a) Con el fin de establecer los requerimientos de demanda y energía en el SIN. Los Agentes del Mercado deberán comunicar inmediatamente a ETESA las modificaciones de su sistema eléctrico. d) Demanda diaria en los puntos de interconexión.
6) ETESA podrá solicitar a los Agentes del Mercado. cuando se requieran hacer análisis adicionales del sistema. d) El contenido máximo de armónicas que el cliente espera que su demanda le cause al SIN.2.2. información adicional de pronóstico de demanda. 62 Anexo A .(NES. b) La sensibilidad de la demanda activa y reactiva a las variaciones de voltaje y frecuencia del SIN.5) Categorías de clientes Los datos anuales de energía activa a suministrar por cada agente a ETESA deben ser desglosados en las siguientes categorías de clientes: a) Residenciales b) Comerciales c) Industriales d) Gobierno e) Grandes Clientes no regulados f) Alumbrado Público g) Pérdidas del Sistema h) Otros (NES.2. c) El desbalance de fase promedio y máximo que el cliente espera que su demanda le cause al SIN. e) Detalles de todas las cargas que podrían causar fluctuaciones severas al SIN. (NES.4) Información que deberá ser proporcionada a requerimiento de ETESA: a) Detalles de las cargas individuales que tienen características atípicas. en cualquier período del año.
b) Datos de Topología 1) Aporte Hidrológico. deberá suministrar a ETESA. 4) Proyectos aguas arriba. 6) Fecha de entrada de operación (mes. 5) Proyectos aguas abajo. (NES.CAPÍTULO III INFORMACIÓN REQUERIDA PARA ESTUDIOS DE GENERACIÓN (NES. 4) Energía Promedio anual (GWh/año). 7) Cronograma de Ejecución del Proyecto. 5) Potencia (MW) y energía firme (GWh). 6) Ubicación esquemática (Diagrama). En el caso de generadores hidráulicos. de acuerdo a lo señalado en el Capítulo II de este tomo.1) Cada interesado o Agente Productor con una central de generación nueva o existente. que se conecte al SIN. año).3. los datos relativos a la planta de generación: históricos. 2) Descarga. 3) Vertimiento. 2) Tipo de Planta: Filo de agua / Embalse 3) Capacidad Instalada (MW). se deberá proporcionar la siguiente información: a) Datos de Identificación del Proyecto 1) Nombre de la Planta.2) 63 Anexo A . actuales y de diseño.3. según corresponda.
2) Potencia por unidad (MW). (Tabla de 5 ó más puntos. b) Área: en Kilómetros cuadrados (Km2). d) Características Operacionales 1) Cota mínima y máxima de operación en metros sobre nivel medio del mar (msnm). 3) Curvas de eficiencia Turbina-Generador en (p.c) Base Histórica de Caudales 1) Caudales medios mensuales en cada estación. 5) Pérdidas Hidráulicas medias en las conducciones en metros (m). en archivo digital tipo hoja de calculo. e) Información de las Unidades de Generación 1) Número de unidades de Generación.u. 8) Días de mantenimiento al año.) 6) Porcentaje de Sobrecarga f) Características del Embalse 1) Cota máxima en metros sobre nivel medio del mar (msnm). 6) Caudal de Diseño en metros cúbicos por segundo (m3/s). a) Cota: en metros sobre nivel medio del mar (msnm).u. incluir mínimos y máximos y las curvas correspondientes).). 64 Anexo A . 4) Tasa de salidas forzadas en (p. Este archivo debe contener toda la información disponible. 2) Cota de descarga en metros sobre nivel medio del mar (msnm). 4) Caída Bruta en metros (m). 5) Tasa de salidas programadas en (p. 3) Tabla Cota-Área-Volumen del embalse. 7) Caudal Ecológico en metros cúbicos por segundo (m3/s).u. 3) Caída Neta en metros (m). 2) Cota mínima en metros sobre nivel medio del mar (msnm).).
5) Cronograma de Ejecución del Proyecto. 65 Anexo A . 2) Tipo de Tecnología. 3) Vida útil en años. 3) Caudal turbinado máximo (m3/s) – capacidad máxima de turbinamiento.$/MWh) por tipo de combustible .3) En el caso de generadores térmicos. 5) Costo de inversión del proyecto y programa de desembolso.$/ kW). c) Información de las Unidades de Generación 1) Número de unidades de Generación.$/ kW).c) Volumen: en (106 m3).S. 3) Capacidad Instalada (MW) 4) Fecha de entrada de operación (mes. 4) Factor de regulación para central filo de agua. 2) Caudal turbinado mínimo (m3/s) a usar para representar restricciones en la operación de la turbina o de controles ambientales.S. (NES. suministro del agua o restricciones de navegación. g) Otros Datos 1) Tabla con los datos de los coeficientes de producción (MW/m3/seg) por cada nivel de almacenamiento definido en la tabla cota – área – volumen del embalse. 5) Curva de eficiencia en BTU/MWh. 4) Tipo de Combustible con su poder calorífico típico. 6) Costo Fijo Anual de O&M (U. 2) Costo Fijo Anual de O&M (U. año). se deberá proporcionar la siguiente información: a) Datos de Identificación del Proyecto 1) Nombre de la Planta. b) Características Operacionales 1) Costo Variable de O&M (U.S.3. 2) Potencia por unidad (MW).
3) Tasa de salidas forzadas en (p.u.u. 4) Tasa de salidas programada en (p.). 2) Potencia máxima (MW): Potencia continua a plena carga de un generador indicada por el fabricante. d) Otros Datos 1) Potencia mínima (MW) – representa el nivel mínimo de producción para la planta. 66 Anexo A . 3) Costo de inversión del proyecto y programa de desembolso.).
3) 67 . calidad y seguridad.2) (NES. los distintos Agentes del Mercado deben suministrar a ETESA. para determinar las ampliaciones requeridas a la red que garanticen que la potencia y la energía previstas a producir en las distintas centrales de generación sea transportada en forma eficiente.4. hasta los distintos centros de consumo. 7) Curvas de capacidad de las unidades.u. Los datos deben incluir los siguientes parámetros: • Reactancia transitoria en el eje de directa (x’d). 6) Factor de potencia de las unidades. 5) Capacidad mínima permisible (MW). 8) Diagramas del modelo de la máquina sincrónica y diagrama de control asociado. b) Subestación o línea de transmisión existente más cercana a la central propuesta. que permitan su correcta representación. de acuerdo a lo señalado en el Capítulo II de este tomo. 4) Capacidad nominal (MW).4. sobre la base del voltaje y capacidad de la unidad. Anexo A (NES. 3) Capacidad nominal (MVA). Todos los Agentes Productores que operen en el Mercado y se conecten al SIN. con adecuados niveles de confiabilidad. expresada en p.4. la información siguiente: a) Localización de la central generadora en un mapa escala 1:50. En este sentido. 2) Voltaje en terminales de las unidades (KV). c) Características eléctricas de las unidades de generación 1) Números de unidades de la central. la información necesaria requerida para la elaboración de los planes de expansión del sistema de transmisión.000.CAPÍTULO IV INFORMACIÓN REQUERIDA PARA ESTUDIOS DE TRANSMISIÓN (NES. están en la obligación de suministrar a ETESA.1) ETESA tiene la responsabilidad de planificar la expansión del sistema de transmisión.
expresada en segundos. Curvas de saturación de voltaje en terminales (p. expresada en p. expresada en p.u. Constante de tiempo transitoria en el eje de cuadratura en circuito abierto (T’Qo). sobre la base del voltaje y capacidad de la unidad. Anexo A . Constante de tiempo subtransitoria en el eje de cuadratura en circuito abierto (T’’Qo). Reactancia de Potier (xl). Máximo voltaje de campo (p. 9) Diagramas de los sistemas de excitación. Constante de tiempo transitoria en el eje de directa en circuito abierto (T’Do).). expresada en segundos.).u. sobre la base del voltaje y capacidad de la unidad. expresada en MW-Seg/MVA. Los datos deben incluir los siguientes parámetros. sobre la base del voltaje y capacidad de la unidad. Mínimo voltaje de campo (p.u.u. sobre la base del voltaje y capacidad de la unidad. expresada en p. en circuito abierto. sobre la base del voltaje y capacidad de la unidad.u.u. Máxima rata de cambio del voltaje de campo “rising”. expresada en p.u. expresada en p. Reactancia sincrónica en el eje de cuadratura (xq). expresada en segundos.u. Constante de inercia de la unidad. expresada en p.u. Reactancia subtransitoria en el eje de cuadratura (x’’q).). expresada en segundos. incluyendo los diagramas de bloques (control) que muestre las funciones de transferencia y detalles de los lazos de excitación que permitan una correcta representación. Reactancia sincrónica en el eje de directa (xd).) contra corriente de campo (amperios). sobre la base del voltaje y capacidad de la unidad. Voltaje de campo nominal (p. Reactancia subtransitoria en el eje de directa (x’’d).• • • • • • • • • • • • Reactancia transitoria en el eje de cuadratura (x’q). Constante de tiempo subtransitoria en el eje de directa en circuito abierto (T’’Do).u. • • • • • 68 Ganancia de los lazos de excitación.
Características dinámicas del “under-excitation limiter”. velocidad (p. térmicas tipo “reheat”.). 11) Diagramas de los estabilizadores de potencia. dependiendo de la tecnología de la unidad. donde se muestre el arreglo de las barras de la subestación elevadora. Características dinámicas del “over-excitation limiter”. 2) Voltajes de operación (KV) y derivaciones (taps) en KV ó p.• • • Máxima rata de cambio del voltaje de campo “falling”. para su correcta representación. potencia eléctrica. para su correcta representación. e) Características de los transformadores elevadores. incluyendo los diagramas de bloques (control) que detallen las funciones de transferencias. Los datos deben incluir los siguientes parámetros: • • • Constantes de tiempo de entrada de señal de frecuencia. 1) Diagrama unifilar.u. térmicas a gas. a saber: hidráulicas. Ganancias de la señal de frecuencia. dependiendo de la tecnología de la unidad. 10) Diagramas de los reguladores de velocidad (gobernadores). 69 Anexo A .u. “Deadband” del gobernador. Constantes de tiempo del gobernador. que muestre la disposición de los diferentes equipos dentro del área de la subestación. Los datos deben especificar los siguientes parámetros: • • • Ganancia promedio. El diagrama debe mostrar el área y perímetro total de la subestación y futuras áreas a ser consideradas para posibles expansiones.u. Los diagramas de bloques deben describir claramente las características de las unidades. Valores o rangos de ajuste. potencia eléctrica.). además debe mostrar las provisiones para posibles expansiones a la central generadora. d) Características de la Subestación Elevadora. incluyendo los diagramas de bloques (control) que detallen las funciones de transferencias. 2) Diagrama de planta. térmicas a vapor. torque mecánico (p. Los datos deben incluir los siguientes parámetros: 1) Capacidad nominal y máxima (MVA).
g) Características Eléctricas de las Líneas de Conexión de las Centrales de Generación al Sistema de Transmisión.3) Tipo de conexión de los transformadores. b) Características Eléctricas de Líneas 1) Longitud de la Línea en Km. 4) Impedancias de secuencia positiva y cero (%) sobre la base de la capacidad del transformador ó 100 MVA base.4) Todos los agentes consumidores que se conecten al SIN. y tiempos de apertura y recierre. cero y mutua (Ω/Km y p. 1) Longitud de la línea (Km). aislamiento y cubierta o protección externa si es subterránea.u. (NES. 2) Máxima cargabilidad de la línea en estado normal y de emergencia (MVA ó Amperios). 6) Especificar si el desarrollo del sistema de transmisión asociado a las centrales se verificará en forma gradual. 3) Especificar si la línea será circuito sencillo o doble circuito. si la línea es subterránea especificar igualmente configuración. 5) Impedancias de secuencias positiva. 2) Máxima cargabilidad de la línea en operación normal y emergencia (MVA ó Amperios). 2) Subestaciones o líneas de transmisión existentes más cercanas a la subestación o subestaciones de distribución propuestas. están en la obligación de suministrar a ETESA. tipo y tamaño de los cables. 70 Anexo A .000. la información siguiente: a) Localización y Punto de Conexión 1) Localización de las subestaciones propuestas en un mapa escala 1:50. de ser así especificar las fechas de entrada de las etapas del desarrollo. Especificar configuración espacial y arreglo de conductores en las torres. f) Características de los interruptores de potencia. capacidades interruptivas. de acuerdo a lo señalado en el Capítulo II de este tomo. sobre la base de 100 MVA). incluyendo capacidades nominales.4. 4) Tipo y tamaño de los conductores e hilo de guarda para líneas aéreas. 5) Pérdidas en vacío y a plena carga. conductor simple o tipo “bundle”.
u. donde se muestre el arreglo de las barras y demás equipos de la subestación. 71 Anexo A . c) Características de las Subestaciones de Subtransmisión y Distribución 1) Diagrama unifilar. tipo y tamaño de los cables.3) Especificar si la línea será circuito sencillo o doble circuito. y tiempos de apertura y recierre. 5) Pérdidas en vacío y a plena carga. 4) Impedancias de secuencia positiva y cero (%) en base a la capacidad del transformador ó 100 MVA base. que muestre la disposición de los diferentes equipos dentro del área de la subestación. 3) Especificar el voltaje (KV) y capacidad (MVAR) de posibles equipos de compensación reactiva o capacitiva a instalarse en la subestación. Los datos deben incluir los siguientes parámetros: 1) Capacidad nominal y máxima (MVA). 5) Impedancias de secuencias positiva. conductor simple o tipo “bundle”. cero y mutua (Ω/Km y p. además debe mostrar las provisiones para posibles expansiones a la subestación. 2) Voltajes de operación (KV) y derivaciones (taps) en KV ó p. capacidades interruptivas. aislamiento y cubierta o protección externa si es subterránea. sobre la base de 100 MVA). 3) Tipo de conexión de los transformadores. d) Características de los transformadores de potencia. Si la línea es subterránea especificar igualmente configuración. 2) Diagrama de planta. 4) Tipo y tamaño de los conductores e hilo de guarda para líneas aéreas.u. Especificar configuración espacial y arreglo de conductores en las torres. e) Características de los interruptores de potencia. El diagrama debe mostrar el área y perímetro total de la subestación y futuras áreas a ser consideradas para posibles expansiones. incluyendo capacidades nominales.
TOMO VI NORMAS PARA INTERCONEXIÓN AL SISTEMA 72 Anexo A .
se requiere que el interesado o Agente del Mercado presente la información actualizada de los datos requeridos para el planeamiento del SIN. en todo proyecto se deberán incluir planos y especificaciones detallados de los sistemas de medición y protección de las futuras instalaciones. el Agente del Mercado deberá haber obtenido una concesión o una licencia ante la ASEP y la aprobación de la Solicitud de Acceso al Sistema de Transmisión por parte de ETESA. canales de comunicación necesarios para los equipos de Protección y telefonía asociados a la coordinación de operaciones con el CND. Como requisito previo a la conexión física y operativa al SIN.4) (NIS. resultantes de las pruebas finales de los equipos y/o valores y esquemas como construido. Como requisito previo a la firma de un Contrato de Acceso entre ETESA y un Agente del Mercado. así como los esquemas suplementarios que se requieran.2) Todos los agentes del mercado serán responsables por el mantenimiento y seguridad de sus propias infraestructuras hasta el punto de interconexión con el SIN. el Agente del Mercado deberá actualizar y presentar al CND y ETESA la información y datos solicitados en los capítulos III y IV del tomo V. La nuevas instalaciones o en caso de ampliaciones a las infraestructuras existentes.1. Toda instalación deberá proveer todos los canales de comunicación necesarios incluyendo unidades terminales remotas para transmitir las indicaciones hasta el CND. no podrán tener la autorización para el funcionamiento operativo por el CND.1. si existen problemas que afectan su control y operación.1. sujeto solamente al aviso con tres (3) días de anticipación por parte del CND. Anexo A (NIS.8) 73 .1. deberá asegurarse de que los nuevos componentes incorporados no degraden los esquemas de protección existentes ni disminuyan la disponibilidad de las partes del sistema afectadas.1. Todos los agentes del mercado autorizarán la entrada del CND a sus instalaciones para misiones y objetivos específicos.1. luego de haber sometido la documentación indicada en el Tomo V de este Reglamento y los Estudios que demuestren que las nuevas instalaciones no afectarán de manera adversa al Sistema de Transmisión y que el mismo operará dentro de las Normas de Calidad de Servicio establecidas en el Reglamento de Transmisión.6) (NIS. definidos en los capítulos III y IV del tomo V. Todo interesado en conectar sus equipos a la red de transmisión.1.5) (NIS.7) (NIS. Antes de conectar cualquier infraestructura a la red de transmisión. Al mismo tiempo será responsabilidad del interesado el enlazar los esquemas de protección nuevos con los existentes para completar esquemas de Protección en los puntos de interconexión respetando los criterios señalados.1. existente antes de la entrada del equipo.CAPÍTULO I DISPOSICIONES GENERALES (NIS.1) (NIS. o que impidan mantener el mismo nivel de calidad operativo del SIN. Como parte importante de la información a suministrar a ETESA y al CND.3) (NIS.
4. Los Estudios requeridos que permitan verificar la viabilidad técnica de la Solicitud de Acceso y que demuestren que no se afecta de manera adversa al Sistema de Transmisión y que el mismo operará dentro de las Normas de Calidad de Servicio establecidas en el Reglamento de Transmisión. acompañando su solicitud con la información indicada en los numerales 1) y 2) anteriores. autogenerador o cogenerador. deberá solicitar el acceso al Sistema de 74 Anexo A .2. que se conecte a la red de transmisión a través de otro usuario del Sistema de Transmisión.3) (NIS.2. autogenerador o cogenerador con una capacidad instalada igual o mayor de 10.CAPÍTULO II NORMAS PARA CONEXIÓN DE GENERADORES.1) El presente capítulo contempla las normas y condiciones aplicables para conectarse a la Red de Transmisión como generador. La información indicada en el Capítulo III de las Normas para la Expansión del Sistema. toda empresa deberá presentar a ETESA.4) 2. actualizadas como se indica en el Artículo (NES. deberá ser acompañada de: 1. que se conecte a la red de transmisión a través de otro usuario del Sistema de Transmisión. Para conectarse a la red de transmisión como generador. En el caso de un generador.0 MW. AUTOGENERADORES Y COGENERADORES (NIS. Los Estudios requeridos son: a. que aumenten su capacidad instalada.2.3). En el caso de un generador. deberá solicitar el acceso al Sistema de Transmisión.2. autogenerador o cogenerador con una capacidad instalada menor de 10. luego de la firma de un acuerdo de confidencialidad en su uso. autogeneradores o cogeneradores existentes.0 MW. Estudios de Corto Circuito c. ETESA podrá solicitar la información complementaria de carácter técnico que sea necesaria para una mejor incorporación de la nueva instalación al SIN. además de suministrar copia del contrato de acceso con dicho usuario. (NIS. presentando también en dicha solicitud escrita toda la información técnica relativa a su proyecto de generación y los correspondientes Estudios que demuestren que su conexión no afectará de manera adversa al Sistema de Transmisión. ETESA suministrará la base de datos correspondiente.2. con copia al CND una solicitud escrita donde expresa su deseo de realizar este propósito. La Solicitud de Acceso presentada a ETESA. Estas normas también son aplicables a los generadores. autogenerador o cogenerador a fin de que todas las empresas que deseen ingresar al mercado del suministro de energía cuenten con una guía uniforme para tal efecto. Estudios de Flujos de Carga b. Estudios de Estabilidad Transitoria 3.2) (NIS.
será potestad del CND dictaminar cuándo un generador está en condiciones técnicas de ser operado por esta entidad. 3. sobrecorrientes.Si producen sobretensiones. acompañando su solicitud con la información indicada en el numeral 1).2.4) ETESA verificará que el ingreso de esta generación no producirá efectos adversos en el sistema. . Ante conflictos. corrientes de cortocircuitos u otros efectos que afecten la vida útil o exceden la capacidad de los equipos existentes. Una vez que se produzca esta declaración. deberá suministrar a la empresa el informe con los motivos técnicos que lo justifican. el CND certificará y notificará a los involucrados mediante una nota la fecha de entrada en operación comercial. En el caso que el CND niegue el comienzo a operar de un generador.6) Una vez cumplidos los requisitos establecidos en este Reglamento y en el Reglamento de Transmisión.2.Si afecta la Calidad del Servicio de Transmisión existente (NIS. además de suministrar copia del contrato de acceso con dicho usuario y el estudio de interconexión.Transmisión. (NIS. 75 Anexo A . por lo que. 2.Si afecta la Capacidad de Transmisión del Sistema. el generador quedará automáticamente a disposición del CND para ser operado según lo estipulado en el “Manual de Operación y Mantenimiento” y en el “Manual de Despacho y Planificación Horaria”. se deberá elevar la situación a la ASEP que resolverá en instancia última. analizando lo siguiente: 1.
3.3. Estudios de Corto Circuito c.5) El Distribuidor que se conecte a la red de transmisión o el Gran Cliente que se conecte al Sistema de Transmisión. 2. Una vez que se produzca esta (NIS. analizando lo siguiente: 1. Los Estudios requeridos son: a. el interesado deberá presentar a ETESA. presentando también en dicha solicitud escrita toda la información relativa a su proyecto y los correspondientes Estudios que demuestren que su conexión no afectará de manera adversa al Sistema de Transmisión. con copia al CND una solicitud escrita donde expresa su deseo de realizar este propósito. actualizadas como se indica en el Artículo (NES. Para conectarse a la Red de Transmisión como distribuidor o al Sistema de Transmisión como Gran Cliente.2) (NIS.1) El presente capítulo reúne normas y condiciones aplicables a la solicitud de conexión o ampliación de Distribuidores a conectarse a la Red de Transmisión o de Grandes Clientes a conectarse al Sistema de Transmisión. deberá cumplir los requisitos establecidos en este Reglamento y en el Reglamento de Transmisión y será potestad del CND dictaminar cuándo esta demanda o ampliación de instalaciones existentes está en condiciones técnicas de ser operada por esta entidad o de conectarse al SIN.3. sobrecorrientes.3) 76 Anexo A . 2. (NIS.Si afecta la Capacidad de Transmisión del Sistema.4) ETESA verificará que el ingreso de esta demanda o ampliación de instalaciones existentes del solicitante. Estudios de Coordinación de Protecciones. (NIS.3. La Solicitud de Acceso presentada a ETESA. Estudios de Flujos de Carga b.3.Si afecta la Calidad del Servicio de Transmisión existente 3. Los Estudios requeridos que permitan verificar la viabilidad técnica de la Solicitud de Acceso y que demuestren que no se afecta de manera adversa al Sistema de Transmisión y que el mismo operará dentro de las Normas de Calidad de Servicio establecidas en el Reglamento de Transmisión.CAPÍTULO III NORMAS PARA CONEXIÓN DE DISTRIBUIDORES Y GRANDES CLIENTES (NIS. ETESA podrá solicitar la información complementaria de carácter técnico que sea necesaria para una mejor incorporación de la nueva instalación al SIN. no producirán efectos adversos en el sistema.Si producen sobretensiones. deberá ser acompañada de: 1.3). La información indicada en el Capítulo IV de las Normas para la Expansión del Sistema. corrientes de cortocircuitos u otros efectos que afecten la vida útil o exceden la capacidad de los equipos existentes.2.
de la propiedad y la continuidad del servicio eléctrico al cliente. el CND certificará y notificará a los involucrados mediante una nota la fecha de entrada en operación comercial.7) (NIS.6) En el caso de un Distribuidor o Gran Cliente.declaración.8) 77 Anexo A . será hecha con el propósito de asegurar la protección adecuada de las personas. una vez cumplidos los requisitos establecidos en este Reglamento y en el Reglamento de Transmisión.3.3. que se conecte a la red de transmisión a través de otro usuario del Sistema de Transmisión. por ETESA o por las Empresas Distribuidoras. ETESA o la Empresa Distribuidora son los únicos autorizados para conectar la instalación del Agente a sus redes ya sea de Transmisión o de Distribución. Cualquier inspección a las nuevas instalaciones por el CND. El suministro de energía. (NIS. (NIS. ya sea a través de la red de transmisión o por la Empresa Distribuidora correspondiente.3. respectivamente. se rige por las disposiciones contenidas en este Reglamento. deberá comunicar por escrito al CND que esta demanda o ampliación de instalaciones existentes está en condiciones técnicas de conectarse al SIN.
4. Prueba de coordinación de protecciones. Prueba de los equipos de comunicaciones. transformadores de tierra y cualquier otro equipo instalado.CAPÍTULO IV PRUEBAS Y ACEPTACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES (NIS. (NIS. cambiadores de tomas bajo carga (Load Tap Changer LTC). relación de ajuste de protecciones y dispositivos de control. diagramas de la subestación. curvas de capabilidad del equipo generador. 2. bancos de capacitores. definido en el artículo 49 del Reglamento de Transmisión. 3. Prueba de campo de los equipos instalados. 5. 4. Para efectos de la autorización para el funcionamiento operativo de la conexión por parte del CND. diagramas lógicos de disparos.1) La aceptación de las nuevas instalaciones o ampliaciones a las que se refiere este tomo estará sujeta al cumplimiento de los requerimientos establecidos en este Reglamento y en el Reglamento de Transmisión.4.2) 78 Anexo A . (NIS.3) Antes de la primera energización y/o sincronización de cualquier unidad generadora subestación o línea y como requisito para la entrada en operación. reactores. se debe cumplir con la siguiente información en detalle: 1. De generadores.. 7.4. Aprobación del SMEC. turbinas. Pruebas a los medios de supervisión y suministro de parámetros para el debido control desde el CND. b) PLANOS Y DIAGRAMAS. según sea el caso. de acuerdo con el Reglamento de Transmisión. calderas.4) A partir del momento que el CND certifique y notifique a los involucrados mediante una nota la fecha de entrada en operación comercial. c) DATOS DE PLACA.4. se considerará que la instalación o el equipo están listo para su operación. 6. transformadores. (NIS. Contrato de acceso. interruptores. Diagramas unifilares de maniobras. según corresponda. Características del generador. Manual Operativo de los equipos. diagramas unifilares de protecciones. el interesado deberá además presentar lo siguiente al CND: a) INFORMACIÓN GENERAL DE LA INSTALACIÓN. .
Las protecciones deberán ser coordinadas con la Empresa de Transmisión Eléctrica y los Agentes involucrados. y con el objetivo de garantizar la confiabilidad del SIN. MODIFICACIONES A LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN. Los Agentes del Mercado seleccionarán e instalarán los equipos que estimen convenientes para proteger sus instalaciones. Posterior a la fecha de entrada en operación de las instalaciones de un Agente.3) 79 Anexo A .5. Deberán proporcionar. de tal manera que no haya(n) área(s) desprotegidas en el SIN. (NIS. en cuanto a su filosofía de protección y tiempos de operación. Como norma general las protecciones se superpondrán. coordinado con ETESA y el Agente por el cual se vincula al SIN. y aprobadas por el CND.5.5. el CND puede requerir que los Agentes modifiquen o expandan los requerimientos de los dispositivos de protección. además.2) (NIS.CAPÍTULO V DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN (NIS. protecciones de respaldo para fallas o disturbios que afecten todo o parte del SIN. NIVELES DE FALLA.1) EQUIPOS DE PROTECCIÓN. Los niveles de falla a ser utilizados para la selección de los ajustes de las protecciones serán el resultado del estudio de corto circuito realizado por el Agente.
TOMO VII NORMAS DE EMERGENCIA GUIA PARA EL RECOBRO DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 80 Anexo A .
• El CND comunicará a los operadores de generación y despachadores de los centros de distribución. 1. La sincronización de las unidades generadoras al SIN. 2.CAPITULO I GUÍA PARA EL RECOBRO DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Este capítulo reglamenta los criterios y define los conceptos que deben seguir el CND y los Agentes del Mercado que operan en el SIN cuando ocurre una interrupción total o parcial del sistema eléctrico. el CND solicitará a los Agentes enviar personal a las instalaciones afectadas. Este listado deberá ser informado previamente al Agente con la capacidad de formar este tipo de isla eléctrica. 4.1. que puede ser clasificado como: interrupción total o parcial y lo comunicará utilizando los códigos definidos en el articulo NDE.4) METODOLOGÍA.3) El CND mantendrá un listado actualizado de las islas eléctricas que se pueden formar sin la participación del Despachador del SIN. El estado de los equipos. La coordinación de las maniobras entre el CND y los Agentes del Mercado. todas las maniobras necesarias para el reestablecimiento del SIN.1. El personal implicado en la operación.5. (NDE. (NDE. segura y confiable. 3. debido a que poseen el control de la generación y carga. el CND determinará la naturaleza del mismo. (NDE. (NDE. el alcance del evento que ha afectado 81 Anexo A . Para lograr el objetivo fundamental de minimizar el tiempo de interrupción y restablecimiento del SIN en forma completa. se deberá cumplir el siguiente procedimiento: • Una vez ocurrido el evento.1) El tiempo que el sistema eléctrico permanecerá afectado por una contingencia dependerá de los siguientes factores: 1. bajo la coordinación del CND.2) En caso de que por algún motivo el CND pierda total o parcialmente el SCADA. para ejecutar.1.1.
tienen la obligación de proceder a formar "ISLAS ELÉCTRICAS". incluidas en el listado a que hace referencia el articulo NDE.al SIN.6) CRITERIOS OPERATIVOS. • Las empresas con control de Generación y Carga.5) CÓDIGOS.1. Frecuencia y Potencia). a través del Despachador del SIN de turno. cuando el CND informe el estado del SIN utilizando el código negro. Los códigos son definidos a continuación: 1. La comunicación entre los agentes del mercado y el CND. 1. • El CND. Son las normas y pautas que deben ser tomadas en cuenta por el CND y los Agentes del mercado involucrados en el restablecimiento del SIN. será a través de: la frecuencia del Mercado. restablecimiento 3. CÓDIGO AMARILLO (ALERTA). 3. 2. (NDE. El SIN ha sido desarticulado de tal forma que se ha llegado a una Interrupción Total del suministro eléctrico. troncal. Se debe contar con personal capacitado e instruido en las operaciones de restablecimiento para realizar las maniobras de emergencia en las subestaciones bajo su responsabilidad. 2. CÓDIGO BLANCO (NORMAL). El CND es el responsable en determinar la magnitud del evento y dar a conocer el código a los agentes del mercado. Todos los interruptores utilizados para sincronizar deben poseer sincronoscopio y esquema de protección de sincronismo. beeper. o cualquier 82 Anexo A . 1. Todos los equipos involucrados en la operación de deben operar en forma adecuada. además se satisfacen todos los parámetros eléctricos (Voltaje.1. El SIN opera en forma insegura por alguna contingencia o a sido desarticulado de tal forma que se ha llegado a una Interrupción Parcial del suministro eléctrico. El SIN opera en forma segura y estable. 4. Teléfono. es el responsable de coordinar la secuencia de restablecimiento del SIN. (NDE. vía telefónica o cualquier otro medio disponible. El medio de comunicación será: frecuencia del Mercado.3. Existen tres (3) códigos que definen el estado del SIN. CÓDIGO NEGRO (COLAPSO). Cada agente del mercado es responsable de capacitar y entrenar a su personal para realizar las operaciones de coordinación con el CND.
y han quedado con voltaje cero. deberán: a) b) Asistir a sus subestaciones eléctricas de 230 KV y 115 KV. líneas de distribución. el personal de los Agentes del Mercado. Operadores y Despachadores del SIN. En caso de Código Amarillo. Todo el personal involucrado en las operaciones del SIN evitará el uso innecesario de los medios de comunicación del SIN. el personal de los Agentes del Mercado. Las plantas generadoras que estaban entregando potencia y energía al SIN. deberán iniciar el proceso de arranque de los generadores necesarios para alimentar sus auxiliares. Abrir todos los interruptores de los equipos de 230 KV. En caso de Código Negro. líneas de distribución. Operadores y Despachadores del SIN.otro medio disponible de comunicación a nivel nacional. 5. 6. los Despachadores. Abrir todos los interruptores de los equipos de 230 KV. 115 KV. y éste se limitará a lo estrictamente necesario. verificar el estado de los equipos bajo su responsabilidad y esperar instrucciones del CND. los Despachadores. deberán iniciar el proceso de arranque de los generadores necesarios para alimentar sus auxiliares. asistir a sus subestaciones eléctricas de 230 KV y 115 KV. Las plantas generadoras que estaban entregando potencia y energía al SIN. transformadores y circuitos de distribución de las subestaciones con voltaje cero de su responsabilidad. Una vez que los generadores estén preparados para sincronizar o entrar en línea muerta deberán informar al CND su condición y esperar instrucciones del mismo. Una vez que los generadores estén preparados para sincronizar o entrar en línea muerta deberán informar al CND su condición y esperar instrucciones del mismo. 115 KV. Las plantas que tienen capacidad para entrar en línea muerta y están disponibles para despacho deberán estar listas a velocidad de sincronismo. deberán: a) b) c) d) e) A requerimiento del CND. Anexo A c) d) e) 83 . 7. transformadores y circuitos de distribución de las subestaciones con voltaje cero de su responsabilidad. verificar el estado de los equipos bajo su responsabilidad y esperar instrucciones del CND. No energizar líneas de 115 KV y 230 KV con el transformador y la carga conectada.
Una vez que el CND considere el SIN en condiciones normales de operación declarará el Código Blanco y el personal que acudió a las subestaciones eléctricas podrá retirarse. deberán proceder a formarlas. 8. En el restablecimiento del SIN. 10. 84 Anexo A . 12. Luego de lograda la isla eléctrica. la energización de los circuitos. coordinará con los agentes distribuidores y grandes clientes conectados a la red de transmisión. las Empresas Distribuidoras darán prioridad a los circuitos de distribución que pertenecen a los Esquemas de Desconexión de Carga. 9.f) g) Todos los Agentes que han sido notificados por el CND. ya sea por telemando o en forma manual. Las secuencias de reestablecimiento del SIN serán coordinadas por el Despachador del CND y ejecutadas por los Despachadores u Operadores. En todo caso el voltaje debe estar dentro del rango de +/10% del voltaje nominal y la frecuencia en +/. el despachador u operador respectivo. independientemente de que exista la automatización del equipo. En el restablecimiento del SIN. deberá comunicar al Despachador del SIN la formación de la isla y esperará instrucciones de éste para la sincronización al SIN. No energizar líneas de 115 KV y 230 KV con el transformador y la carga conectada.2 Hz de la frecuencia nominal. el Despachador del CND. 11. de su capacidad de formar islas eléctricas. el SIN puede operar fuera de los rangos normales de frecuencia y voltaje. En el restablecimiento de una interrupción total o parcial.
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 Resolución 
 Artículo 71
 Artículo 88
 artículo 71
 artículo 49