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JUAN LOVERA ESPINOZA Informe Final de ENO, ELN, HID, ELC, EGA y SEA

Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 1 de 23

REVISIÓN, EVALUACIÓN Y ESTANDARIZACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE MANIOBRAS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y EQUIPOS EN SUBESTACIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ENOSA, ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL.

1.0 ANTECEDENTES

El Art. 92 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, establece que el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), en representación de las Empresas Integrantes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), es el responsable de coordinar la Operación en Tiempo Real del Sistema Interconectado Nacional.

El COES, en calidad de COORDINADOR, sistematiza las acciones para garantizar la seguridad del sistema y la calidad del servicio. Asimismo, coordina y supervisa las actividades que conllevan a un cambio de estado de los equipos e instalaciones más representativas del Sistema Eléctrico en su conjunto.

El COES con la finalidad de coordinar adecuadamente las maniobras de indisponibilidad de los equipos más representativos del SEIN, en resguardo de la calidad, economía y seguridad de la Operación del Sistema Interconectado Nacional, ha solicitado a las Empresas Integrantes del COES-SINAC que provean las secuencias de maniobras de las Instalaciones Eléctricas del área de su responsabilidad, las mismas que servirán de base para proponer los procedimientos estándares que permitirán coordinar adecuadamente la Operación del SEIN en su conjunto.

2.0 OBJETIVOS

Revisar, evaluar y estandarizar los procedimientos de maniobras de desconexión y conexión de Líneas de Transmisión, Transformadores de Potencia, Equipos de Compensación Reactiva y Centrales de Generación, que a criterio del COORDINADOR, son las instalaciones más representativas de cada una de las Empresas Integrantes del COES-SINAC.

Estandarizar los procedimientos de maniobras de las instalaciones eléctricas más representativas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, que permitirá facilitar la coordinación de las maniobras de indisponibilidad de las instalaciones eléctricas más representativas,



entre el COORDINADOR de la Operación en Tiempo Real y los Centros de Control de las Empresas Integrantes del COES-SINAC.

Garantizar la seguridad del personal y de las instalaciones durante el proceso de desconexión y conexión de las instalaciones eléctricas del Sistema.

Establecer el uso de un Lenguaje Único de Operación en Tiempo Real, entre el COORDINADOR y los Centros de Control de las Empresas Integrantes, impartiendo órdenes cortas, claras y precisas, a fin de coordinar adecuadamente la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

3.0 BASE LEGAL

Ley de Concesiones Eléctricas.

Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados.

Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

Procedimiento Técnico N° 9 del COES-SINAC.

Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Eléctrico.

4.0 COORDINACIÓN DE MANIOBRAS

El Coordinador sistematiza las acciones para garantizar la calidad del servicio y la seguridad del sistema en su conjunto. Asimismo, coordina, supervisa y dispone la ejecución de las maniobras que conllevan a un cambio de estado operativo de los equipos más representativos en generación, transmisión, distribución y clientes libres.

El Coordinador dispone y autoriza la ejecución de las maniobras de las instalaciones de los integrantes del Sistema en coordinación directa con cada uno de ellos. Estos a su vez, son responsables de la seguridad de las personas y de sus instalaciones, así como de la ejecución de las maniobras autorizadas por el Coordinador.

Es de suma importancia que el personal de operación tenga muy claro el cómo se deben realizar las comunicaciones operativas, a fin de no incurrir en errores que perjudiquen la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional en su conjunto.



El Lenguaje de Operación en Tiempo Real o la comunicación operativa entre el coordinador y los integrantes del SEIN, debe ser fluido y contener en forma explícita: Ordenes cortas, claras y precisas, nombre de la entidad y persona que emite la comunicación, identificación del equipo involucrado y disposición correspondiente, así como la hora en que se imparte y se ejecuta la orden.

El supervisor de turno de la empresa integrante que recibe oralmente una disposición del Coordinador, debe repetir la disposición para asegurar al emisor que ha recibido claramente el mensaje operativo. De ser requerido y tratándose de códigos o siglas en un mensaje hablado, se utilizará el Código Fonético que establezca el Coordinador. Asimismo, toda disposición operativa debe ser emitido a través de teléfono con grabación permanente, cuya hora debe estar sincronizada con la hora Satelital (GPS).

5.0 NIVELES JERÁRQUICOS DE COMUNICACIÓN PARA LA COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN EN TIEMPO REAL DE LOS SISTEMAS INTERCONECTADOS

El Planeamiento Operativo del COES-SINAC para la Coordinación, Supervisión Control y monitoreo de la Operación en Tiempo Real del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional establece los siguientes Niveles Jerárquicos de Comunicación entre los Centros de Control de las Empresas Integrantes:

NIVEL I:

Es el nivel Jerárquico de Comunicación establecido para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema Interconectado Internacional entre los Centros Nacionales de Despacho de los Países de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) y el Centro Nacional de Despacho con los Centros de Control de las Empresas Integrantes del País.

En este nivel, los Centros Nacionales de Despacho son los encargados de coordinar, supervisar, monitorear y controlar las maniobras que conllevan a un cambio de estado de los equipos e instalaciones eléctricas más representativos del los Sistemas Interconectados del País.

En el PERÚ, actualmente el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO está a cargo del COES-SINAC.

NIVEL II:



Es el Nivel Jerárquico de Comunicación establecido para la coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema Interconectado Nacional entre los Centros de Control de las Empresas Integrantes del Sistema (Transmisión, Generación, Distribución y Clientes Libres), y éstos a su vez con sus respectivas unidades de operación en Centrales y Subestaciones.

En este nivel, uno de los Centros de Control de las Empresas Integrantes del SEIN, asume la responsabilidad de las coordinaciones, que el CCO-SINAC le autoriza para la ejecución de las maniobras de desconexión y/o conexión de las instalaciones eléctricas.

6.0 PREMISAS

6.1 Revisar, evaluar la viabilidad y estandarizar los procedimientos de maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos en subestaciones alcanzados por la DPC, del sistema eléctrico de las empresas ENOSA, ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL, que a criterio del COORDINADOR son las instalaciones eléctricas más representativas. Ver Anexo 1.

6.2 La estandarización de los procedimientos se realizará sobre la base de la secuencia de maniobras de desconexión y/o conexión alcanzadas por las empresas ENOSA, ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL, en condiciones de Operación de Estado Normal deL SEIN.

NIVEL I

NIVEL II

C.C. DISTRIBUCIÓN

C.C. TRANSMISIÓN

C.C. GENERACIÓN

C.C. CLIENTES LIBRES

NIVELES JERÁRQUICOS DE COMUNICACIÓN

CND (Otros Países)CCO-SINAC



6.3 Los procedimientos estandarizados, corresponden a Líneas de Transmisión y Equipos en Subestaciones de 138, 69, 66, 60 y 33 kV, del sistema eléctrico de las empresas antes indicadas.

6.4 En las subestaciones de 138 kV con doble barra, se consideran que las barras están codificadas como BARRA “A” Y BARRA “B”.

6.5 En las subestaciones de 33 kV con doble barra, mientras no se especifique lo contrario, se consideran que las barras están codificadas como BARRA “1” Y BARRA “2”.

6.6 En Subestaciones de 138 y 33 kV con doble barra se considerará que la primera barra es la que normalmente está en servicio, salvo que por condiciones especiales de OPERACIÓN se requiera operar la Subestación en configuración barra compartida con acoplamiento de barras cerrado, condición operativa que debe ser tomada en cuenta por los responsables de la Operación del Sistema.

6.7 El nombre de la subestación de salida o llegada de las líneas de transmisión consideradas en la estandarización de los procedimientos de maniobra será el establecido en el documento COES-SINAC/D-1009-2003 del 19-12-03 cuyo asunto es “Nueva codificación de Líneas de Transmisión del SEIN”.

6.8 En la estandarización de los procedimiento de maniobras mientras no se especifique quien es el encargado de ejecutar la maniobra; se considera que el propietario de la instalación es quien EJECUTA la maniobra de desconexión y/o conexión de la instalación eléctrica del sistema de su responsabilidad y el responsable de la coordinación para realizar la maniobra es el Centro de Control AUTORIZADO por el COORDINADOR de la operación del SEIN en tiempo real.

6.9 El CCO-SINAC, coordinará con los Centros de Control de las Empresas involucradas la ejecución de las maniobras de Apertura y/o Cierre de los Interruptores de las Líneas de transmisión, más representativas, asi como la obtención de las condiciones óptimas de CIERRE de los enlaces correspondientes.

6.10 Los códigos de las instalaciones eléctricas considerados en la estandarización de los Procedimientos de Maniobra, son los utilizados por las empresas en sus esquemas operativos. La simbología de los equipos de corte o seccionamiento que se utilizará en los esquemas unifilares operativos previstos en la estandarización de los procedimientos de maniobras, será la misma que utiliza REP y que el CCO-SINAC la tiene consignada en los Despliegues Operativos del Centro de Control.



7.0 REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE MANIOBRAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ENOSA, ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL.

Se han revisado y evaluado los procedimientos de maniobras de líneas de transmisión y equipos en subestaciones, alcanzados por la División de Programación y Coordinación, que a criterio del COORDINADOR son las instalaciones más representativas del sistema eléctrico de ENOSA, ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL.

7.1 Revisión y Evaluación de los Procedimientos de Maniobras del Sistema Eléctrico de ENOSA.

Se ha revisado y evaluado los procedimientos de maniobras, alcanzados por ENOSA, de las siguientes instalaciones:

Líneas de Transmisión de 60 kV:

o L-6650: SE. PIURA OESTE– SE. CENTRO

o L-6651: SE. PIURA OESTE – SE. TEXTIL

o L-6654: SE. PIURA OESTE – SE. PAITA

o L-6657: SE. PIURA OESTE – SE. CHULUCANAS

o L-6658: SE. PIURA OESTE – SE. LA UNIÓN

o L-6662: SE. SULLANA – SE. EL ARENAL

o L-6663: SE. EL ARENAL – SE. PAITA

o L-6665: SE. ZORRITOS – SE. TUMBES

o L-6698: SE. PIURA OESTE – SE. CURUMUY - SULLANA

Subestación PAITA:

o TRANSFORMADOR 60/10/4.16 KV

Subestación SULLANA:

o TRANSFORMADOR 60/22.9/10 KV

Subestación PIURA CENTRO:

o INTERCONEXIÓN 1 10 KV

o INTERCONEXIÓN 2 10 KV



7.2 Revisión y Evaluación del Procedimiento de Maniobra del Sistema Eléctrico de ENSA

Se ha revisado y evaluado el procedimiento de maniobra, alcanzado por ENSA, asi como el correspondiente a PEOT Y SINERSA de las instalaciones siguientes:

Subestación CARHUAQUERO:

o TRANSFORMADOR 220/22.9 KV

Líneas de Transmisión de 60 kV:

o L-6032/6034: SE. CHICLAYO OESTE – SE. ILLIMO – OLMOS

o L-6668: SE. SULLANA – SE. POECHOS

7.3 Revisión y Evaluación de los Procedimientos de Maniobras del Sistema Eléctrico de HIDRANDINA.

Se ha revisado y evaluado los procedimientos de maniobras, alcanzados por HIDRANDINA, de las siguientes instalaciones:

Líneas de Transmisión de 138, 66 Y 60 kV:

o L-1108: SE. CHIMBOTE 1 – SE. CHIMBOTE NORTE

o L-1111: SE. CHIMBOTE 1 – SE. CHIMBOTE SUR

o L-1115: SE. TRUJILLO NORTE – SE. MOTIL

o L-1117: SE. TRUJILLO NORTE – SE. PORVENIR

o L-1118: SE. TRUJILLO NORTE – SE. SANTIAGO DE CAO

o L-6042/6044: SE. GALLITO CIEGO – SE. CAJAMARCA

o L-6045: SE. GALLITO CIEGO – SE. CAJAMARCA

o L-6046: SE. CAJAMARCA – SE. CAJAMARCA NORTE

o L-6646: SE. GUADALUPE – SE. GALLITO CIEGO

o L-6653: SE. GUADALUPE – SE. PACASMAYO

o L-6655/6671: SE. PARAMONGA NUEVA – SE. HUARMEY

o L-6656: SE. GUADALUPE – SE. GALLITO CIEGO

o L-6678: SE. HUALLANCA – SE. CARAZ

o L-6682: SE. HUALLANCA – SE. LA PAMPA



7.4 Revisión y Evaluación de los Procedimientos de Maniobras del Sistema Eléctrico de ELECTROCENTRO.

Se ha revisado y evaluado los procedimientos de maniobras, alcanzados por ELECTROCENTRO, Asi como el correspondiente a CEMENTO ANDINO, de las siguientes instalaciones:

Líneas de Transmisión de 138, 69 y 60 kV :

o L-1706: SE. CARIPA – SE. CONDORCOCHA

o L-1203: SE. YAUPI – SE. OXAPAMPA

o L-L061/6064: SE. COBRIZA II – SE. AYACUCHO

o L-6031: SE. HUAYUCACHI – SE. SALESIANOS

7.5 Revisión y Evaluación de los Procedimientos de Maniobras del Sistema Eléctrico de EGASA.

Se ha revisado y evaluado los procedimientos de maniobras, alcanzados por EGASA, de las siguientes instalaciones:

Líneas de Transmisión de 138 Y 33 KV:

o L-1126: SE. SANTUARIO – SE. CONVERTIDOR

o L-3103/3004B: SE. CHILINA – CH. CHARCANI I, II, III Y IV

o L-3104/3004A: SE. CHILINA – CH- CHARCANI I, II, III Y IV

o L-3000/3001: SE. CONVERTIDOR – CH. CHARCANI VI

Subestación CHILINA - CONVERTIDOR:

o CAMBIO DE BARRAS DE 33 KV

7.6 Revisión y Evaluación de los Procedimientos de Maniobras del Sistema Eléctrico de SEAL.

Se ha revisado y evaluado los procedimientos de maniobras, alcanzados por SEAL, de las siguientes instalaciones:

Subestación SOCABAYA:

o CAMBIO DE BARRAS DE 35.5 KV

Subestación CALLALLI:

o TRANSFORMADOR 138/66/22.9 KV

Subestación MALLENDO:

o TRANSFORMADOR 138/33 KV



Subestación REPARTICIÓN:

o TRANSFORMADOR 138/22.9/10 KV

Líneas de Transmisión DE 138 Y 33 kV:

o L-1031: SE. REPARTICIÓN – SE. MAJES

o L-6672: SE. MARCONA – SE. BELLA UNIÓN

o L-3060/3061: SE. CONVERTIDOR – SE. PARQUE IONDUSTRIAL

o L-3080/3081: SE. SOCABAYA – SE. PARQUE INDUSTRIAL

o L-3100/3101: SE. CONVERTIDOR – SE. JESÚS

o L-3090/3091: SE. SOCABAYA – SE. JESÚS

8.0 ESTANDARIZACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE MANIOBRAS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y EQUIPOS REPRESENTATIVOS EN SUBESTACIONES DE 220, 138, 66, 60 Y 33 KV DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ENOSA, ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL.

El COES-SINAC en resguardo de la calidad, economía y seguridad de la operación en tiempo real del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, con la finalidad de coordinar las maniobras de desconexión y/o conexión de las instalaciones eléctricas más representativas del sistema, solicitó a las empresas ENOSA, ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL, la secuencia de maniobras de las instalaciones eléctricas de su responsabilidad, las mismas que serán tomadas en cuenta para proponer una estandarización coordinada de los procedimientos de maniobra, lo cual permitirá coordinar adecuadamente la operación en tiempo real del Sistema Interconectado en su conjunto.

Con el apoyo de la División de Programación y Coordinación del COES-SINAC se ha analizado en estado estacionario el sistema eléctrico correspondiente a HIDRANDINA, EGASA Y SEAL considerando flujos de potencia en media demanda, para ver el comportamiento del sistema ante la indisponibilidad de las instalaciones más representativas del mismo, concluyéndose que antes de iniciar cualquier proceso de desconexión y/o conexión de Líneas de Transmisión y Equipos de 138, 60 y 33 kV, se debe tomar en cuenta las condiciones previas requeridas para cada proceso, siendo las más relevantes:



En la desconexión de líneas transmisión paralelas, se debe tener en cuenta que el flujo total en ambas líneas no sea mayor a la capacidad nominal de la línea que queda en servicio.

Para la desconexión de la línea L-1126, se debe tener presenta que al momento de su desconexión, la suma total de los flujos de potencia de la línea L-1126 en la SE. SANTUARIO, líneas L-3090/3091 y L-3080/3081 en la SE. SOCABAYA sea menor a la capacidad total del enlace SOCABAYA - PARQUE INDUSTRIAL - CONVERTIDOR Y SOCABAYA – JESÚS - CONVERTIDOR, requiere que el nivel de tensión en barra de la SE. CHILINA – CONVERTIDOR, sea regulado a un valor no menor a 33 kV, para lo cual se deberá regular la generación reactiva, principalmente de la CH. CHARCANI IV.

En el anillo CONVERTIDOR–PARQUE INDUSTRIAL–SOCABAYA- JESÚS–CONVERTIDOR, para la desconexión simultánea de líneas paralelas que están sobre una misma estructura es conveniente que previamente SEAL verifique a través de simulaciones de flujos de potencia, que el flujo resultante en los circuitos que quedan en servicio tengan una carga menor a la de su capacidad nominal. Se debe considerar que la carga activa y reactiva en el enlace SOCABAYA - CONVERTIDOR podrá ser regulada a través de las CH. CHARCANI I, II, III, IV y V.

Las definiciones y abreviaturas utilizadas en la estandarización de cada Procedimiento de Maniobra, realizado sobre la base de la secuencia de maniobras alcanzadas por ENOSA, ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL, se muestran en el Anexo 2.

La estandarización toma en consideración el Nivel Jerárquico de comunicación establecido para la coordinación de la operación en tiempo real, así como las consideraciones previas que cada uno de los responsables de la coordinación de la operación deben tener presente, antes de iniciar cualquier proceso de maniobras de desconexión y/o conexión de una instalación representativa del Sistema Eléctrico de las empresas consideradas en el presente estudio, lo cual permitirá evitar errores de operación. Ver Anexos 3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6.

Con la finalidad de visualizar los pasos del proceso de desconexión y/o conexión de las líneas de transmisión, barras colectoras, transformadores de potencia, se ha elaborado un esquema unifilar para cada procedimiento, el cual permite ver en detalle los elementos de maniobra sobre los cuales se actúa en cada paso del proceso de maniobras. Ver Anexo 4.1, 4.2, 4.3, 4.4, 4.4 y 4.6.



8.1 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos representativos en Subestaciones de 60 kV, del sistema eléctrico de ENOSA.

Los Procedimientos de Maniobra estandarizados son:

Línea de Transmisión L-6650: Línea 60 kV que enlaza la SE. PIURA OESTE y la SE. PIURA CENTRO; su desconexión prevé que la SE. PIURA CENTRO quede en servicio alimentada de la CT. PIURA en sistema aislado del SEIN. Asimismo al momento de normalizar la referida línea, el sincronismo del subsistema aislado se debe efectuar en la se. Piura oeste. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P01-ENO-L6650 Y Anexo 4.1: Esquema N° E01-ENO-L66650.

Línea de Transmisión L-6651: Línea de 60 kV que une la SE. PIURA OESTE y la SE. TEXTIL, su indisponibilidad prevé interrupción del suministro en la SE. TEXTIL. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P02-ENO-L6651 y Anexo 4.1: Esquema N° E02-ENO-L6651.

Línea de Transmisión L-6654: Línea de 60 kV que enlaza la SE. PIURA OESTE y la SE. PAITA. Su desconexión prevé que las líneas L-6662, L-6663 y L-6698, y la CH. CURUMUY y/o la CH. POECHOS. estén en servicio. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P03-ENO-L6654 y Anexo 4.1: Esquema N° E03-ENO-L6654.

Línea de Transmisión L-6657: Línea de 60kV que enlaza la SE. PIURA OESTE y la SE. CHULUCANAS. Su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. CASTILLA, CHULUCANAS, MORROPÓN Y LAS LOMAS, y origina la indisponibilidad de la CH. QUIROZ y SICACATE. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P04-ENO-L6657 y Anexo 4.1: Esquema N° E04-ENO-L6657.

Línea de Transmisión L-6658: Línea de 60kV que une la SE. PIURA OESTE y la SE. LA UNIÓN. Su indisponibilidad prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. CONSTANTE, LA UNIÓN y SECHURA. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P05-ENO-L6658 y Anexo 4.1: Esquema N° E05-ENO-L6658.

Línea de Transmisión L-6662: Línea de 60 kV que enlaza la SE. SULLANA y la SE. EL ARENAL. Su desconexión prevé que las líneas L-6654, L-6663, L-6698, la CH. CURUMUY y/o la CH. POECHOS, estén en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. EL ARENAL, no sea menor a 61 kV. Ver



Anexo 3.1: Procedimiento N° P06-ENO-L6662 y Anexo 4.1: Esquema N° E06-ENO-L6662.

Línea de Transmisión L-6663: Línea de 60 kV que enlaza la SE. EL ARENAL y la SE. PAITA. Su desconexión prevé que las líneas L-6654, L-6662, L-6698, la CH. CURUMUY y/o la CH. POECHOS, estén en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. EL ARENAL, no sea menor a 61 kV. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P07-ENO-L6663 y Anexo 4.1: Esquema N° E07-ENO-L6663.

Línea de Transmisión L-6665: Línea de 60 kV que enlaza la SE. ZORRITOS y la SE. TUMBES. Su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. TUMBES, PUERTO PIZARRO Y ZARUMILLA. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P08-ENO-L6665 y Anexo 4.1: Esquema N° E08-ENO-L6665.

Línea de Transmisión L-6698Línea de 60 kV que enlaza la SE. PIURA OESTE y la SE. CURUMUY – SULLANA, su desconexión la indisponibilidad de la CH. CURUMUY y que las líneas L-6662, L-6663 y L-6654, estén en servicio. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P09-ENO-L6698 Anexo 4.1: Esquema N° E09-ENO-L6698

Subestación PAITA: Transformador 60/10/4.16 kV. La desconexión de este transformador prevé la indisponibilidad de la CT. PAITA e interrupción del suministro en el área de influencia de los alimentadores ALIM20, 21 y 22. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P10-ENO-SEPAITA y Anexo 4.1: Esquema N° E10-ENO-SEPAITA.

Subestación SULLANA: Transformador 60/22.9/10 kV. La desconexión de este transformador, prevé que la CT. SULLANA quede en sistema aislado a tendiendo la de manda de la barra de 10 kV de la SE. SULLANA. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P11-ENO-SESULLA y Anexo 4.1: Esquema N° E11-ENO-SESULLA.

Subestación PIURA CENTRO: interconexión 1. La desconexión de este enlace entre la CT. PIURA y la SE. PIURA CENTRO, prevé que la CT. PIURA esté fuera de servicio y que la demanda de la barra de 10 kV en la CT. PIURA sea menor a la capacidad de la Interconexión 2. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P12-ENO-SEPICEN y Anexo 4.1: Esquema N° E12-ENO-SEPICEN.

Subestación PIURA CENTRO: interconexión 2. La desconexión de este enlace entre la CT. PIURA y la SE. PIURA



CENTRO, prevé que la CT. PIURA esté fuera de servicio y que la demanda de la barra de 10 kV en la CT. PIURA sea menor a la capacidad de la Interconexión 1. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P13-ENO-SEPICEN y Anexo 4.1: Esquema N° E12-ENO-SEPICEN.

8.2 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos representativos en Subestaciones de 220 y 60 kV, de ENSA.

Los Procedimientos de Maniobra estandarizado de ENSA, PEOT y SINERSA son:

Subestación CARHUAQUERO: Transformador 220/22.9 kV. La desconexión de este Transformado, prevé que la CH. CHIRICONGA quedará operando en sistema aislado atendiendo la demanda de la SE. CHIRICONGA r interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. LLAMA y CHONGOYAPE. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P01-ELN-SECARHU y Anexo 4.2: Esquema N° E01-ELN-SECARHU.

Línea de Transmisión L-6032/6034: Línea 60 kV que enlaza la SE. CHICLAYO OESTE y la SE. ILLIMO – OLMOS - OCCIDENTE; su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de las subestaciones LAMBAYEQUE, ILLIMO, LA VIÑA, MOTUPE, OLMOS Y OCCIDENTE. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P01-PEOT-L6032/6034 Y Anexo 4.2: Esquema N° E01-PEOT-L6032/6034.

Línea de Transmisión L-6668: Línea 60 kV que enlaza la SE. SULLANA y la CH. POECHOS; su desconexión prevé la indisponibilidad de la CH. POECHOS interrupción del suministro en el área de influencia de las subestaciones de ALAMOR Y SOMATE BAJO. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P01-SIN-L6668 Y Anexo 4.2: Esquema N° E01-SIN-L6668.

8.3 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión de 138, 66 y 60 KV, de HIDRANDINA.

Los Procedimientos de Maniobra estandarizados son:

Línea de Transmisión L-1108: Línea 138 kV que enlaza la SE. CHIMBOTE 1 y la SE. CHIMBOTE NORTE; su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la



SE. CHIMBOTE NORTE. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P01-HID-L1108 Y Anexo 4.3: Esquema N° E01-HID-L1108.

Línea de Transmisión L-1111: Línea 138 kV que enlaza la SE. CHIMBOTE 1 y la SE. CHIMBOTE SUR; su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. CHIMBOTE SUR. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P02-HID-L1111 Y Anexo 4.3: Esquema N° E02-HID-L1111.

Línea de Transmisión L-1115: Línea 138 kV que enlaza la SE. TRUJILLO NORTE y la SE. MOTIL; su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. MOTIL. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P03-HID-L1115 Y Anexo 4.3: Esquema N° E03-HID-L1115.

Línea de Transmisión L-1117: Línea 138 kV que enlaza la SE. TRUJILLO NORTE y la SE. PORVENIR; su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. PORVENIR y que la unida TG-4 de la CT. TRUJILLO SUR quede operando en sistema aislado atendiendo la demanda de SE. TRUJILLO SUR. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P04-HID-L1117 Y Anexo 4.3: Esquema N° E04-HID-L1117.

Línea de Transmisión L-1118: Línea 138 kV que enlaza la SE. TRUJILLO NORTE y la SE. SANTIAGO DE CAO; su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. SANTIAGO DE CAO, CASAGRANDE Y MALABRIGO. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P05-HID-L1118 Y Anexo 4.3: Esquema N° E05-HID-L1118.

Línea de Transmisión L-6042/6044: Línea 60 kV que enlaza la SE. GALLITO CIEGO y la SE. TEMBLADERA – CHILETE - CAJAMARCA; su desconexión prevé que la línea L-6045 este en servicio e interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. TEMBLADERA y CHILETE; asimismo considera que el flujo total en las líneas L-6042/6044 y L-6045, sea menor a la capacidad de la línea L-6045. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P06-HID-L6042/6044 Y Anexo 4.3: Esquema N° E06-HID-L6042/6044.

Línea de Transmisión L-6045: Línea 60 kV que enlaza la SE. GALLITO CIEGO y la SE. CAJAMARCA; su desconexión prevé que la línea L-6042/6644 este en servicio, asimismo considera que el flujo total en las líneas L-6042/6044 y L-6045, sea menor a la capacidad de la línea L-6042/6044. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P07-HID-L6045 Y Anexo 4.3: Esquema N° E07-HID-L6045.



Línea de Transmisión L-6046: Línea 60 kV que enlaza la SE. CAJAMARCA y la SE. CAJAMARCA NORTE; esta línea opera en vacío, energizada desde la SE. CAJAMARCA NORTE. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P08-HID-L6046 Y Anexo 4.3: Esquema N° E08-HID-L6046.

Línea de Transmisión L-6646: Línea 60 kV que enlaza la SE. GUADALUPE y la SE. GALLITO CIEGO; su desconexión prevé que la línea L-6656 esté en servicio y que el flujo total en ambas líneas sea menor a la capacidad de la línea L-6656. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P09-HID-L6646 Y Anexo 4.3: Esquema N° E09-HID-L6646.

Línea de Transmisión L-6653: Línea 60 kV que enlaza la SE. GUADALUPE y la SE. PACASMAYO; su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. PACASMAYO. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P10-HID-L6653 Y Anexo 4.3: Esquema N° E10-HID-L6653.

Línea de Transmisión L-6655/6671: Línea 66 kV que enlaza la SE. PARAMONGA NUEVA y la SE. HUARMEY; su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. NUEVE DE OCTUBRE, PUERTO ANTAMINA y HUARMEY. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P11-HID-L6655/6671 Y Anexo 4.3: Esquema N° E11-HID-L6655/6671.

Línea de Transmisión L-6656: Línea 60 kV que enlaza la SE. GUADALUPE y la SE. GALLITO CIEGO; su desconexión prevé que la línea L-6646 esté en servicio y que el flujo total en ambas líneas sea menor a la capacidad de la línea L-6646. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P12-HID-L6656 Y Anexo 4.3: Esquema N° E12-HID-L6656.

Línea de Transmisión L-6678 Línea 66 kV que enlaza la SE. HUALLANCA y la SE. CARAZ; su desconexión prevé indisponibilidad de la CH. PARIAC e interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. CARAZ, CARHUAZ, HUARAZ Y TICAPAMPA. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P13-HID-L6678 Y Anexo 4.3: Esquema N° E13-HID-L6678.

Línea de Transmisión L-6682: Línea 66 kV que enlaza la SE. HUALLANCA y la SE. LA PAMPA; su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. LA PAMPA y PALLASCA. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P14-HID-L6682 Y Anexo 4.3: Esquema N° E14-HID-L6682.



8.4 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión de 138, 69 y 60 KV, de ELECTROCENTRO.

Los Procedimientos de Maniobra estandarizados de CEMENTO ANDINO y ELECTROCENTRO son:

Línea de Transmisión L-1706: Línea de 138 kV que enlaza la SE. CARIPA y la SE. CONDORCOCHA, su desconexión prevé que la línea L-6076 y L-6077, la CH. SIMSA, PACCHA, ACOBAMBA, CHANCHAMAYO, estén fuera de servicio, y se originará interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. CONDORCOCHA, NINATAMBO Y CHANCHAMAYO. Ver Anexo 3.4: procedimiento N° P01-CASA-L1706 y Anexo 4.4. Esquema N° E01-CASA-L1706.

Línea de Transmisión L-1203: Línea de 138 kV que enlaza la SE. YAUPI y la SE. OXAPAMPA, su desconexión prevé que la CH. MULLER, esté fuera de servicio, y originará interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. OXAPAMPA. Ver Anexo 3.4: procedimiento N° P01-ELC-L1203 y Anexo 4.4. Esquema N° E01-ELC-L1203.

Línea de Transmisión L-6061/6064: Línea de 69 kV que enlaza la SE. COBRIZA II y la SE. AYACUCHO, su desconexión prevé que la CH. LLUSITA Y QUICAPATA, esté fuera de servicio, y originará interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. MACHAHUAY, HUANTA, CANGALLO Y AYACUCHO. Ver Anexo 3.4: procedimiento N° P02-ELC-6061/6064 y Anexo 4.4. Esquema N° E02-ELC-L6061/6064.

Línea de Transmisión L-6031: Línea de 60 kV que enlaza la SE. HUAYUCACHI y la SE. SALESIANOS, su desconexión prevé que la CH. CONCEPCIÓN, CHAMISERIA, HUARISCA, INGENIO Y EL MACHU, estén fuera de servicio, y originará interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. SALESIANOS. PARQUE INDUSTRIAL, CHUPACA, CONCEPCIÓN Y XAUXA. Ver Anexo 3.4: procedimiento N° P03-ELC-L6031 y Anexo 4.4. Esquema N° E03-ELC-L6031.



8.5 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos en Subestaciones de 138 y 33 kV de EGASA.

Los Procedimientos de Maniobra estandarizados de EGASA son:

Línea de Transmisión L-1126: Línea de 138 kV que enlaza la SE. SANTUARIO y la SE. CONVERTIDOR. Su desconexión prevé que los enlaces en 33 kV SOCABAYA - PARQUE INDUSTRIAL - CONVERTIDOR Y SOCABAYA – JESÚS -CONVERTIDOR estén en servicio, además tonar en consideración que la suma total de flujos de la línea L-1126 en SANTUARIO, líneas L-3090/3091 y L-3080/3081 en la SE. SOCABAYA sea menor a la capacidad total del enlace SOCABAYA - PARQUE INDUSTRIAL - CONVERTIDOR y SOCABAYA – JESÚS -CONVERTIDOR, requiere que el nivel de tensión en barras de la SE. CHILINA – CONVERTIDOR sea regulado a un valor no menor a 33 kV, que se logra con la regulación de los reactivos de la CH. CHARCANI IV. Ver Anexo 3.5: procedimiento N° P01-EGA-L1126 y Anexo 4.5: Esquema N° E01-EGA-L1126.

Línea de Transmisión L-3103/3004A: Línea de 33 kV que enlaza la SE. CHILINA y la CH. CHARCANI I, II, II Y IV. Su desconexión prevé que el flujo total en las líneas L-3103/3004A y L-3104/3004B sea menor a la capacidad nominal de la línea L-3104/3004B. Ver Anexo 3.5: procedimiento N° P02-EGA-L3103/3004A y Anexo 4.5: Esquema N° E02-EGA-L3103/3104/3004.

Línea de Transmisión L-3104/3004B: Línea de 33 kV que enlaza la SE. CHILINA y la CH. CHARCANI I, II, II Y IV. Su desconexión prevé que el flujo total en las líneas L-3103/3004A y L-3104/3004B sea menor a la capacidad nominal de la línea L-3103/3004A. Ver Anexo 3.5: procedimiento N° P03-EGA-L3104/3004B y Anexo 4.5: Esquema N° E02-EGA-L3103/3104/3004.

Línea de Transmisión L-3000/3001: Línea de 33 kV que enlaza la SE. CONVERTIDOR y la CH. CHARCANI VI. Su desconexión prevé que línea L-1126 esté en servicio y originará además la indisponibilidad de la CH. CHARCANI VI. Ver Anexo 3.5: procedimiento N° P04-EGA-L3000/3001 y Anexo 4.5: Esquema N° E03-EGA-L3000/3001.

Subestación CHILINA - CONVERTIDOR: Cambio de barras de 33 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento que se tenga previsto, sea en la SE. CHILINA o



en la SE. CONVERTIDOR y dentro de cada caso se considera la desenergizar la Barra “1” o la Barra “2”, con la Interconexión 1 y 2 en servicio. Ver Anexo 3.5: procedimiento N° P05-EGA-SECHILCONV y Anexo 4.5: Esquema N° E04-EGA-SECHILCONV.

8.6 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos en Subestaciones de 138, 60 y 33 kV de SEAL.

Los Procedimientos de Maniobra estandarizados de SEAL son:

Subestación SOCABAYA: Cambio de barras de 35.5 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.6: procedimiento N° P01-SEA-SESOCAB y Anexo 4.6: Esquema N° E01-SEA-SESOCAB.

Subestación CALLALLI: Transformador 138/66/22.9 kV. Su desconexión prevé que las Subestaciones ARCATA, MINA ARES y CAYLLOMA queden operando en sistema aislado del SEIN y origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. CALLALLI. Ver Anexo 3.6: Procedimiento N° P02-SEA-SECALLA y Anexo 4.6: Esquema E02-SEA-SECALLA,

Subestación MOLLENDO: Transformador 138/33 kV. Su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. MOLLENDO. Ver Anexo 3.6: Procedimiento N° P03-SEA-SEMOLLE y Anexo 4.6: Esquema E03-SEA-SEMOLLE.

Subestación REPARTICIÓN: Transformador 138/22.9/10 kV. Su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. REPARTICIÓN. Ver Anexo 3.6: Procedimiento N° P04-SEA-SEREPAR y Anexo 4.6: Esquema E04-SEA-SEREPAR.

Línea de Transmisión L-1031: Línea de 138 kv que enlaza la SE. REPARTICIÓN y la SE. MAJES. Su desconexión origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. MAJES. Ver Anexo 3.6: Procedimiento N° P05-SEA-L1031 y Anexo 4.6: Esquema E05-SEA-L1031.

Línea de Transmisión L-6672: Línea de 60 kv que enlaza la SE. MARCONA y la SE. BELLA UNIÓN. Su desconexión origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE.



JAHUAY Y SE. BELLA UNIÓN. Ver Aneo 3.6: Procedimiento N° P06-SEA-L6672 y Anexo 4.6: Esquema E06-SEA-L6672.

Línea de Transmisión L-3060/3061: Línea de 33 kv que enlaza la SE. CONVERTIDOR y la SE. PARQUE INDUSTRIAL. La desconexión simultánea de estas líneas paralelas que están sobre una misma estructura, prevé tomar en cuenta que las líneas L-1126, L-3000/3001, L-3100/3101, L-3080/3081 y L-3090/3091 estén en servicio y que no se origine sobrecarga en las líneas L-3090/3091 y L-3080/3081, y que la tensión en barras de las SE. PARQUE INDUSTRIAL Y CONVERTIDOR no sea menor a 33 kV. Ver Anexo 3.6: Procedimiento N° P07-SEA-L3060/3061 y Anexo 4.6: Esquema E07-SEA-L3060/3061.

Línea de Transmisión L-3080/3081: Línea de 33 kv que enlaza la SE. SOCABAYA y la SE. PARQUE INDUSTRIAL. La desconexión simultanea de estas líneas paralelas que están sobre una misma estructura, prevé tomar en cuenta que las líneas L-1126, L-3000/3001, L-3100/3101, L-3060/3061 y L-3090/3091, estén en servicio y no origine sobrecarga en las líneas L-3090/3091 Y L-3060/3061, y que la tensión en barras de las SE. PARQUE INDUSTRIAL Y CONVERTIDOR no sea menor a 33 kV. Ver Anexo 3.6: Procedimiento N° P08-SEA-L3080/3081 y Anexo 4.6: Esquema E08-SEA-L3080/3081.

Línea de Transmisión L-3100/3101: Línea de 33 kv que enlaza la SE. CONVERTIDOR y la SE. JESÚS. La desconexión simultanea de estas líneas paralelas que están sobre una misma estructura, prevé tomar en consideración que las líneas L-1126, L-3000/3001, L-3080/3081, L-3060/3061 y L-3090/3091, estén en servicio y que no origine sobrecarga en las líneas L-3090/3091 Y L-3080/3081, y que la tensión en barras de las SE JESÚS Y CONVERTIDOR no sea menor a 33 kv. Ver Anexo 3.6: Procedimiento N° P09-SEA-L3100/3101 y Anexo 4.6: Esquema E09-SEA-L3100/3101.

Línea de Transmisión L-3090/3091: Línea de 33 kv que enlaza la SE. SOCABAYA y la SE. JESÚS. La desconexión simultanea de estas líneas paralelas que están sobre una misma estructura, prevé tomar en consideración que las líneas L-1126, L-3000/3001, L-3080/3081, L-3060/3061 y L-3100/3101, estén en servicio y que no origine sobrecarga en las líneas L-3100/3101 Y L-3080/3081, y que la tensión en barras de las SE. JESÚS Y CONVERTIDOR no sea menor a 33 kV. Ver Anexo 3.6: Procedimiento N° P10-SEA-L3090/3091 y Anexo 4.6: Esquema E10-SEA-L3090/3091.



9.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

9.1 Conclusiones

9.1.1 La estandarización coordinada de los procedimientos de maniobras de las instalaciones representativas del Sistema Eléctrico de ENOSA, ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL, facilita la coordinación de la operación en tiempo real, entre el COORDINADOR y los Centros de Control de las mencionadas empresas, durante el proceso de ejecución de una determinada maniobra.

9.1.2 La estandarización de los Procedimientos de Maniobras de las empresas consideradas en este estudio, se han desarrollado en función a la secuencia de maniobras alcanzadas por los concesionario y concordadas con el especialista del COES-SINAC en las reuniones de coordinación previstas; respetando los Niveles Jerárquicos de comunicación establecidos para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real, permite evaluar las condiciones previas del sistema que cada responsable debe tener presente antes de iniciar cualquier proceso de maniobras, lo que delimita la responsabilidad de los centros de control y sus respectivas unidades de operación; requiere además del conocimiento integral del estado de las instalaciones del sistema eléctrico que se está operando.

9.1.3 El uso del Lenguaje de Operación en Tiempo Real o la comunicación operativa entre el COORDINADOR y el Centro de Control de las empresas involucradas en el presente estudio, debe ser único, fluido y contener en forma explicita órdenes cortas, claras y precisas, lo cual permitirá una coordinación adecuada de la operación del Sistema Interconectado Nacional en su conjunto, garantizando así la seguridad del personal y el de las instalaciones durante el proceso de maniobras.

9.1.4 Cualquier coordinación o comunicación operativa entre el COORDINADOR y los supervisores de turno de las empresas involucradas en el presente estudio, debe contener en forma explicita, el nombre de la persona que emite el mensaje operativo, la identificación del equipo que se tienen previsto variar las condiciones de operación, la hora en la que se imparte el mensaje y la hora en la cuál se debe ejecutar la maniobra.



9.1.5 Los procedimientos alcanzados por los Concesionarios ENOSA, ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL a la División Programación y Coordinación, cubren los criterios y las especificaciones básicas requeridas para ejecutar las maniobras de desconexión y/o conexión de las instalaciones del sistema eléctrico de su responsabilidad.

9.1.6 Cuando se prevean maniobras que involucren líneas o equipos representativos, cuya indisponibilidad originen caídas de tensión o sobrecarga en líneas o equipos adyacentes, es conveniente que estas indisponibilidades se programen en días de baja demanda del sistema, para evitar estos efectos que perjudican la calidad del servicio.

9.1.7 En salvaguarda de la calidad y seguridad de la operación del sistema, con el apoyo la DPC del COES-SINAC se analizó el estado estacionario de operación de la red eléctrica de HIDRANDINA, EGASA Y SEAL, tomando en cuenta las consideraciones previas más relevantes que deben tenerse presente antes de iniciar un determinado proceso de maniobra.

9.1.8 En la desconexión de la línea L-1126, se debe tener presenta que la suma total de los flujos de potencia de la línea L-1126 en la SE. SANTUARIO, líneas L-3090/3091 y L-3080/3081 en la SE. SOCABAYA sea menor a la capacidad total del enlace SOCABAYA - PARQUE INDUSTRIAL - CONVERTIDOR Y SOCABAYA – JESÚS - CONVERTIDOR, y regular el nivel de tensión en barra de la SE. CHILINA – CONVERTIDOR, a un valor no menor a 33 kV, que se logra regulando la generación reactiva, principalmente de la CH. CHARCANI IV.

9.1.9 En lo que respecta al anillo CONVERTIDOR–PARQUE INDUSTRIAL–SOCABAYA- JESÚS–CONVERTIDOR, debido a la desconexión simultánea de líneas paralelas que están sobre una misma estructura, es conveniente que el Concesionario previamente verifique mediante simulaciones de flujos de potencia, que el flujo resultante en los circuitos que quedan en servicio tengan una carga menor a su capacidad nominal.

9.2 Recomendaciones

9.2.1 ENSA, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, EGASA Y SEAL, deben completar la codificación de sus equipos y dispositivos de seccionamiento del sistema eléctrico de su responsabilidad y mantener actualizados sus esquemas



operativos, lo cual les permitirá una mayor seguridad del personal y de las instalaciones durante el proceso de maniobras o mantenimiento, ya que se enfatiza con mayor precisión sobre que equipo a dispositivo se debe intervenir.

9.2.2 ENOSA, ENSA, PEOT, SINERSA, HIDRANDINA y ELECTROCENTRO, debe elaborar los procedimientos de maniobra que tienen pendientes, afín de facilitar la coordinación de las maniobras de las instalaciones de su responsabilidad.

9.2.3 Es de suma importancia, que el personal de Operación tenga perfecto conocimiento del cómo se deben realizar las comunicaciones operativas, a fin de no incurrir en errores de maniobras que perjudiquen la operación del Sistema en su conjunto.

9.2.4 El supervisor de turno del Concesionarios, que recibe oralmente una disposición o un mensaje operativo del COORDINADOR, debe repetirlo para asegurar al CCO-SINAC que han recibido claramente el mensaje. Asimismo toda disposición operativa debe ser emitida vía teléfono con grabación permanente, cuya hora debe estar sincronizada con la hora Satelital (GPS).

9.2.5 En salvaguarda de la calidad y seguridad de la operación del Sistema en su conjunto, cuando las maniobras de desconexión o conexión previstas en instalaciones representativas, que involucren dos o más Empresa, el CCO-SINAC deberá hacer las coordinaciones previas con cada centro de control y luego autorizar la responsabilidad de coordinar paso a paso el proceso de maniobras al centro de control que solicita la desconexión de una determinada instalación, a fin de evitar contingencias o retrasos en la ejecución las maniobras.

9.2.6 En la desconexión de cualquier enlace L-3060/3061, L-3080/3081, L3090/3091 o L-3100/3101 del anillo CONVERTIDOR–PARQUE INDUSTRIAL–SOCABAYA- JESÚS–CONVERTIDOR, por estar ambas líneas sobre una misma estructura; se recomienda que el Concesionario previamente verifique mediante simulaciones de flujos de potencia, que el flujo resultante en los circuitos que quedan en servicio sea menor a su capacidad nominal.

9.2.7 Cualquier línea de 33 kV del sistema SEAL, pueden ser desconectada individualmente para atender una determinada actividad de mantenimiento predictivo, preventivo o correctivo, siempre y cuando la distancia mínima de seguridad entre líneas paralelas sobre una misma estructura lo permita; en el caso del anillo



CONVERTIDOR–PARQUE INDUSTRIAL–SOCABAYA- JESÚS–CONVERTIDOR, es recomendable amplia o alargar el brazos o la ménsula de soporte de los conductores.

9.2.8 El CCO-SINAC, luego de autorizar las coordinaciones de las maniobras a un centro de control, debe participar en la apertura o cierre de los enlaces de 138, 60 y 33 kV, y anillos más representativo, asi como en la separación y sincronización de subsistemas, a fin de evitar errores de maniobra y minimizar las fluctuaciones en el servicio por cambios bruscos de los flujos de potencia activa y reactiva del sistema eléctrico en su conjunto.

9.2.9 El CCO-SINAC, como COORDINADOR de la operación del SEIN en tiempo real, en coordinación con los Concesionarios integrantes y no integrantes del COES, debe mantener actualizados los Esquemas unifilares operativos debidamente codificados, lo cual le permitirá seguir los pasos de las maniobras que autoriza durante el proceso de desconexión o conexión de las instalaciones representativas de cada concesionario.

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