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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA

Dedicatoria

“El presente trabajo de investigación va dedicado al Ing. Mcs. Holger Meza Delgado por los consejos para una correcta formación profesional y deseos de superación que tiene como docente hacia los alumnos.

DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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“hay una fuerza motriz más poderosa que el vapor, la electricidad y la energía atómica: la voluntad” Albert Einstein.

“Si asumes que no hay esperanza, garantizas que no habrá esperanza. Si asumes que hay un instinto hacia la libertad, que hay oportunidad de cambiar las cosas, entonces hay una opción de que puedas contribuir a hacer un mundo mejor. Esta es tu alternativa” Noam Chomsky

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1. INDICE 2.

OBJETIVOS......................................................................................4

3.

INTRODUCCIÓN...............................................................................5

4.

PROTOCOLO DE COMUNICACIÓN DE VOZ......................................6

5.

6.

4.1.

ABREVIATURAS..........................................................................6

4.2.

GLOSARIO DE TÉRMINOS..........................................................10

PROTOCOLO DE COMUNICACIONES DE VOZ....................................25 5.1.

DEFINICIONES:.........................................................................25

5.2.

ASPECTOS GENERALES:............................................................25

DESARROLLO DE CASOS MÁS COMUNES DE COMUNICACIONES......26 6.1.

CONTESTAR UNA LLAMADA EN EL CCO-COES............................26

6.2.

REALIZAR UNA LLAMADA DESDE EL CCO-COES........................26

6.3.

AUTORIZAR LA EJECUCIÓN DE UNA MANIOBRA POR MANTENIMIENTO PROGRAMADO.............................................26

6.4.

COORDINAR LA EJECUCIÓN DE UNA MANIOBRA POR MANTENIMIENTO PROGRAMADO.............................................27

7.

PROTOCOLO DE COMUNICACIÓN ICCP.........................................30

8.

CONCLUSIONES.............................................................................39

9.

BIBLIOGRAFIA...............................................................................40

10. ANEXOS........................................................................................41

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2. OBJETIVOS Definir una terminología común y estándares para las comunicaciones de voz entre el personal de los Centros de Control de los Agentes del SEIN y el Centro de Coordinación de la Operación del SEIN(CCO-COES) para lograr una comunicación eficaz, que consta en el presente documento llamado “Protocolo de Comunicación de Voz para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN” o abreviadamente “Protocolo de Comunicación de Voz”. El protocolo de comunicaciones de voz para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN tiene por objetivo definir una terminología común para una comunicación eficaz entre el personal de los Centros de Control de los Agentes del SEIN y el Centro Coordinador de la Operación en Tiempo Real del SEIN (CCO), a cargo de la Sub Dirección de Coordinación de la Dirección de Operaciones del COES. La coordinación de la operación en tiempo real involucra comunicaciones frecuentes entre el personal de los Centros de Control de los Agentes del SEIN y el CCO-COES. Se ha observado que en las diversas comunicaciones telefónicas y en las comunicaciones escritas se usan diversos términos para referirse al mismo equipo o expresar el mismo término para diferentes equipos que ocasiona confusiones y en muchos casos se han realizado acciones erróneas por esta causa. Asimismo, la falta de un protocolo único en las comunicaciones telefónicas ha ocasionado que el mensaje sea ineficaz y llegue al receptor en forma distorsionada o Incompleto produciéndose operaciones indebidas. El manejo de un lenguaje común de los actores y una comunicación de voz bajo un protocolo preestablecido ayudarán a una mejor comunicación, optimizando tiempos y de esta manera evitarán acciones erradas producto de esta deficiencia.

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3. INTRODUCCIÓN Para la operación de los sistemas eléctricos interconectados, el intercambio de información en tiempo real ha pasado a ser un intercambio crítico. Actualmente el aumento del mercado eléctrico y el hecho de que muchos de estos intercambios de información excedan las barreras de una sola empresa, incluso las barreras nacionales aumentan las exigencias a este tipo de intercambios de información. Otro aspecto muy importante que dio origen al nacimiento de un protocolo que uniformice los intercambios de información entre centros de control, es el económico. Se estimaba en EE.UU que los costos de operación por telecomunicaciones estaba entre USA$ 2 a USA$ 5 Billones al año y este se incrementaba a razón de 25% anualmente; una empresa de tamaño medio gastaba aproximadamente USA$ 35 Millones al año en telecomunicaciones. Es así como se le encarga a EPRI (Electric Power Research Institute) la tarea de establecer las guías y especificaciones que soportarían el desarrollo de un sistema de comunicaciones integrado, no propietario e interoperable. Las razones claves para la integración fueron entonces un esperado gran ahorro en los costos y una mejora en el rendimiento de las comunicaciones. Es por ello que el protocolo fue desarrollado bajo el auspicio de EPRI (Electric Power Research Institute) y el primer driver que cumple con los requerimientos de la Comunidad Europea es de 1992, se le llama TASE 1; sin embargo la versión más popular y la de mayor uso (incluso en Perú ahora) es la TASE 2. (Telecontrol Application Service Element-2), esta segunda versión del protocolo hace uso del Manufacturing Message Specification (MMS). Como dijimos, el ICCP surge como una necesidad de realizar un estándar para poder intercambiar las diferentes variables de un Sistema Eléctrico: Estados, Alarmas, Medidas Eléctricas, Históricos, Mensajes para Operador, etc., entre los diferentes centros de control de un sistema. Normalmente en la gestión de un sistema eléctrico, existe un nivel superior, con un operador del sistema, que tiene responsabilidad de coordinar el despacho y mantener la seguridad del sistema total, por debajo de este nivel existen los diferentes centros de despacho de las diferentes compañías tanto transmisoras, distribuidoras así como generadoras de electricidad. ICCP, esto permite el intercambio de información entre todos los integrantes del mercado eléctrico.

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La IEC, lo estandarizó con el número IEC 60870-6, c.2002. En el Perú, la Norma técnica parala coordinación de laoperación en tiempo real delos sistemas interconectados, de marzo de 2005, norma el uso de este protocolo para el intercambio de información entre los diferentes centros de control de los integrantes del sistema interconectado nacional. El autor de este trabajo participa en la implementación del mencionado intercambio entre el centro de control de la empresa SINERSA, propietaria de las centrales hidroeléctricas de Curumuy y Poechos con el coordinador nacional, que es el COES, Comité de Operación Económica del Sistema.

Ilustración 1: Comunicación por voz

4. PROTOCOLO DE COMUNICACIÓN DE VOZ 4.1. ABREVIATURAS Para la definición de un lenguaje común en las comunicaciones, se describen las abreviaturas usadas para las comunicaciones escritas y de voz entre los centros de control de los agentes del SEIN y el Centro de Coordinación de la Operación del SEIN (CCO-COES). Tabla 1: Abreviaturas

ABREVIATUR A AO

DESCRIPCION Área Operativa.

AOC

Área Operativa Centro.

AON

Área Operativa Norte.

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA AOSE

Área Operativa Sur Este.

AOSO

Área Operativa Sur Oeste.

AOS

Área Operativa Sur.

AT

Autotransformador.

ACOPL B BC

Acoplamiento de Barras. Barra. Banco de Capacitores.

AGC

Control Automático de Generación.

CAL

Caldero

CA

Costo de Arranque.

CC

Centro de Control.

CL

Celda.

CCOMB CCO COGEN

Ciclo combinado. Centro Coordinador de la Operación del SEIN. Cogeneración.

CMg

Costo Marginal.

COP

Costo de Operación.

CRa

Costo de Racionamiento.

CS

Compensador Síncrono.

CV

Costos Variables.

CVC

Costos Variables Combustibles.

CVNC

Costos Variables no Combustibles.

CCHH

Centrales Hidráulicas

CCTT

Centrales Térmicas

CH

Central Hidráulica

CT

Central Térmica

ERACMF ERACMT ERAGSF F FA

Esquema de Rechazo Automático de Carga por Frecuencia. Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión. Esquema de Rechazo Automático de Generación por Sobre Frecuencia. Falla. Fuego Adicional.

HFP

Hora Fuera de Punta.

HO

Horas de Operación.

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA HP ICCP

Hora Punta. Protocolo de Comunicaciones entre Centros de Control.

IDCOS

Informe Diario de Coordinación de la Operación del Sistema

IEOD

Informe de Evaluación de la Operación Diaria.

IF

Informe Final de Perturbaciones.

IN

Interruptor.

IP

Informe Preliminar de Perturbaciones.

IPI

Informe Preliminar Inicial de Perturbaciones.

IVDF

Integral de Variaciones Diarias de Frecuencia

LT

Línea de Transmisión.

MC

Mantenimiento Correctivo.

M/C

Mínima Carga de una Unidad de Generación.

MD

Máxima Demanda.

MM

Mantenimiento Mayor.

MP

Mantenimiento Preventivo.

NTCSE NTCOTR

Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

OP

Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Operación.

PB

Prueba (s).

P/C

Plena Carga de una Unidad de Generación.

PDO

Programa Diario de Operación.

NTIITR

PE

Potencia Efectiva.

PN

Potencia Nominal.

PM

Programa de Mantenimiento.

PRMC PSO R

Programa de Racionamiento Manual de Carga. PSO Programa Semanal de Operación. R Reactor.

RAC

RAC Rechazo Automático de Carga.

RAG

RAG Rechazo Automático de Generación.

RF

RF Reserva Fría.

RIS

RIS Red ICCP del SEIN.

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA RPE

RPE Reserva Primaria de Frecuencia Estacional.

RPF

RPF Reserva Primaria de Frecuencia.

RR

RR Reserva Rotante.

RSF

RSF Reserva Secundaria de Frecuencia.

RTU

RTU Unidad Terminal Remota.

SA/ SB

SA/ SB Seccionador de barra A / B.

SCADA

SCADA Sistema de Control y Adquisición de Datos.

SCO SE

Sub dirección de Coordinación del COES de la Dirección de Operaciones. SE Subestación.

SEIN

SEIN Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

SEV

Sub dirección de Evaluación del COES de la Dirección de Operaciones. Sub dirección de Ingeniería y Proyectos del COES de la Dirección de Planificación de Transmisión. Seccionador de Línea

SIP SL SOE

Secuencia de eventos (Sequent of Events).

SPL

SSAA

Sub dirección de Planificación del COES de la Dirección de Planificación de Transmisión. Sub dirección de Programación del COES de la Dirección de Operaciones. Servicios Auxiliares.

SSEE

Subestaciones.

SPR

ST

Seccionador de tierra.

STR

Sub dirección de Transferencias de la Dirección de Operaciones.

SVC

Compensador Estático de VAR

T

Transformador.

TC

Transformador de Corriente.

TG

Unidad de Generación con Turbina a Gas.

TT

Transformador de Tensión.

TV

Unidad de Generación con Turbina a Vapor.

UL

Usuario Libre.

UR

Usuario Regulado.

4.2. GLOSARIO DE TÉRMINOS Abierto. Posición de un equipo de maniobra en la cual no permite el paso de la

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA corriente eléctrica a través de él. Abrir. Cambiar de la posición cerrado a abierto un equipo de maniobra. Agente. Empresa Generadora, Transmisora, Distribuidora o Usuario Libre que tiene instalaciones conectadas al SEIN. Aislar. Abrir o quitar el enlace de un área o parte del SEIN para que opere en sistema aislado, por mantenimiento o por falla del enlace. Ajustar. Cambiar los valores de los parámetros de ajuste de un relé de protección o elemento del sistema de control, a valores especificados determinados mediante estudios especializados. Alarma. Aviso o señal que advierte la ocurrencia de un evento en el Sistema Eléctrico, sobrecarga, variación de tensión, variación de frecuencia, desconexión o conexión de un equipo. Una alarma se considera leve cuando no desconectan equipos y grave caso contrario. Alimentador. Línea de transmisión de baja tensión (menor a 30 kV) que lleva la energía eléctrica a los usuarios finales de las empresas de distribución y usuarios libres. Analista de tiempo real. Ingeniero de la SCO encargado del análisis eléctrico del SEIN en estado estacionario, considerando el Programa Diario o la Reprogramación en tiempo real. Área operativa. Sección del Sistema Eléctrico Interconectado compuesto por centrales de generación, subestaciones, redes de transmisión, redes de distribución y/o redes de usuarios libres que pueden separarse del resto del Sistema y operar aisladamente en situación de emergencia, por mantenimiento, por congestión o por falla en las líneas de transmisión que la enlaza con el SEIN. Arranque de un relé. Activación de alguna de las funciones de un relé de protección sin ordenar apertura de interruptores. Arrancar. Conjunto de maniobras manuales o automáticas, realizadas para que una unidad de generación inicie su funcionamiento y esté preparada para ponerla en paralelo con el SEIN. Arranque independiente o Black Start. Propiedad que poseen algunas unidades de generación, que les permite arrancar cuando existe ausencia del suministro eléctrico en la red que alimenta sus servicios auxiliares. Autorestablecimiento. Maniobras que realiza un integrante del SEIN, previa autorización del CCO-COES, para normalizar su Sistema Eléctrico en forma autónoma, siguiendo los lineamientos del Plan de Restablecimiento aprobados por el COES. Bajar generación. Orden operativa para disminuir la potencia activa actual de una unidad o central de generación a otro valor mayor o igual a su Potencia mínima. Banda muerta. Rango de valores muy cercanos a un valor definido de un parámetro, entre los cuales no se espera ninguna reacción de los equipos de DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA control y/o de transmisión de datos en el sistema SCADA. Barra. Punto del Sistema Eléctrico donde se conectan dos o más equipos y preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica. Barra de carga. Barra donde se realiza por lo menos un retiro de energía eléctrica, de un Usuario libre o regulado. Barra de generación. Barra donde se conecta (directamente o a través de un transformador) al menos una unidad o central de generación y no tiene retiros de energía de Usuarios libres o regulados. Batimetría. Tabla de mediciones promedio del volumen de agua almacenado en un embalse, tomando como referencia el nivel del mar. Bloque horario. Período horario en el que los costos de generación son similares, determinados en función de las características técnicas y económicas del Sistema Eléctrico y el valor de la demanda. Están definidos tres bloques horarios: mínima, media y máxima demanda. Bloqueo o enclavamiento. Medio lógico, mecánico o eléctrico que impide el cambio de la posición de un equipo de maniobra, con el fin de evitar maniobras indeseadas. Calidad. Conjunto de condiciones establecidas que debe cumplir el servicio de electricidad, los parámetros para medir la calidad del producto, del suministro y sus tolerancias están definidos en la norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Capacidad de regulación primaria. Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática de su sistema de regulación de potencia/frecuencia, dentro de todo su rango de generación, en 30 segundos como máximo. Capacidad de regulación secundaria. Potencia que una unidad generadora puede variar por acción automática o manual en forma sostenida por su sistema de regulación potencia/frecuencia, dentro de todo su rango de generación, no menos de 30 minutos. Características técnicas. Información estandarizada de los equipos del Sistema Eléctrico (unidades de generación, equipos de compensación reactiva, líneas de transmisión, transformadores y auto-transformadores), requerida para realizar estudios operativos. Carga esencial. Consumo de hospitales y otras instalaciones (que defina OSINERGMIN) para las cuales el servicio eléctrico es imprescindible o vital. Caudal. Volumen de agua por unidad de tiempo, se expresa en m3/s. Caudal natural. Caudal que fluye en forma natural por los ríos o hidroductos y que provienen de las precipitaciones pluviométricas, filtraciones y deshielos de las cuencas hidrográficas del sistema de generación. Caudal regulado. Suma del caudal natural más la descarga de embalses, que fluye a través de los ríos o hidroductos cuyas aguas ingresan hacia los reservorios de regulación o tazas del sistema de generación hidráulica. DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA Celda. Ubicación de una subestación en la cual están instalados los equipos de maniobra, sistemas de control, medición y protección que se utilizan para conectar un equipo a una barra del Sistema Eléctrico. Central. Conjunto de instalaciones y equipos cuya función es generar energía eléctrica. Las centrales que generan energía eléctrica a partir del aprovechamiento de la energía potencial del agua se denominan hidráulicas y las centrales que generan energía eléctrica a partir del calor obtenido de combustibles fósiles o nucleares se denominan Termoeléctricas. Una central puede estar integrada por una o más unidades de generación. Central con regulación. Central de generación hidroeléctrica que cuenta con un reservorio que le da la capacidad para almacenar energía hidráulica. Su regulación es en función a la capacidad disponible de sus reservorios y se clasifica en horaria, diaria, semanal, mensual, anual y plurianual. Central de pasada. Central de generación hidráulica que por su ubicación o diseño, carece de la capacidad necesaria para almacenar el recurso hídrico; es decir aprovecha todo el caudal de agua que ingresa a su sistema de generación. Centro de Control. Sala equipada con infraestructura informática, audiovisual y de comunicaciones donde se centralizan datos que son utilizados para supervisar y controlar un sistema eléctrico. Cerrado. Es la posición de un equipo de maniobra en la cual permite el paso de la corriente eléctrica a través de él Cerrar. Cambiar de la posición abierto a cerrado un equipo de maniobra. Cogeneración. Proceso de producción mediante el cual se obtiene simultáneamente energía eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente sanitaria, hielo, agua fría, aire frío, etc.). La ventaja de la cogeneración es su mayor eficiencia energética. Colapso. Pérdida o interrupción total del suministro eléctrico. Condiciones de sincronismo. Condiciones eléctricas de tensión, frecuencia y ángulo de fase que cumplen dos puntos energizados del sistema para conectarlos a través de un interruptor. . Condiciones operativas previas o iniciales. Configuración que debe tener el Sistema Eléctrico antes de desconectar o conectar un equipo ó sección del Sistema. Conectar. Enlazar un equipo con el Sistema Eléctrico, mediante el cierre manual o automático de uno o más interruptores. Configuración. Disposición de los elementos del Sistema Eléctrico o elementos de una parte del mismo, que determina el conjunto de variables que definen el estado del Sistema Eléctrico o parte de él, para un despacho dado de generación, carga en barras del sistema, recursos de control y supervisión disponibles para la operación del Sistema Eléctrico. Configuración de una subestación. Distribución de los sistemas de barra en una DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA subestación: simple barra, doble barra, doble barra con seccionador de transferencia, anillo, interruptor y medio, etc. Congestión. Situación en la que una línea de transmisión, transformador o autotransformador de potencia ha llegado a su máxima capacidad de transporte. Conmutador bajo carga. Accesorio de los transformadores y autotransformadores de potencia, el cual les permite variar la posición de Tap cuando el equipo está conectado. Contingencia. Evento inesperado en el Sistema Eléctrico que podría ocasionar la pérdida o desconexión intempestiva de uno o más elementos, puede o no producir restricción de suministro. Control automático de generación (AGC). Sistema de supervisión y control de múltiples áreas que utiliza datos en tiempo real para regular los niveles de generación de manera de mantener la frecuencia del Sistema Eléctrico y los intercambios de potencia entre áreas específicas en valores estipulados. Coordinador. Entidad encargada de la programación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación y transmisión del Sistema Eléctrico en tiempo real. Coordinar. Son las acciones que realiza el Coordinador con los Agentes del SEIN para concertar medios y esfuerzos, de tal manera que la operación del Sistema se ejecute de acuerdo al programa de operación. Costo de arranque. Costos combustible y no combustible incurridos por una unidad térmica, desde su arranque hasta su puesta en paralelo. Costo de combustible. Costo total del combustible utilizado por las unidades de las centrales de generación para generar energía eléctrica, incluye los costos de compra, transporte, tratamiento mecánico, químico y financiero. Costo de parada. Costos combustible y no combustible incurridos por una unidad térmica, después de salir de paralelo hasta su parada. Costo de racionamiento. Costo promedio incurrido por los usuarios, al no disponer de energía, y tener que obtenerla de fuentes alternativas. Costo de operación diario. Costo total incurrido por las centrales de generación para suministrar la energía eléctrica requerida por el Sistema Eléctrico en el periodo de un día. Costo marginal (CMg). Costo en que se incurre para producir una unidad adicional de energía, o alternativamente el ahorro obtenido al dejar de producir una unidad, considerando la demanda y el parque de generación que está operando. El costo marginal varía por barra. Costos variables (CV). Costos totales de operación por unidad de energía de unidad de generación, comprenden los costos variables combustibles y los costos variables no combustibles, son normalmente expresados para condiciones de máxima eficiencia. Costo variable combustible (CVC). Gasto derivado del combustible para DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA generar una unidad de energía (kWh) y corresponde al consumo promedio necesario para generar una potencia determinada. Costo variable no combustible (CVNC). Gastos de operación y mantenimiento de una unidad de generación y que guardan proporción directa con la producción de dicha unidad. Cuenca. Conjunto de reservorios naturales o artificiales cuyas aguas fluyen hacia los ríos o hidroductos del sistema de generación hidráulica de una o más centrales de generación hidroeléctrica. Datos congelados. Son datos que llegan al sistema SCADA como válidos, pero no han sufrido cambios durante un largo periodo. Datos errados. Son datos que llegan al sistema SCADA con una etiqueta de válidos pero que no muestran la medida (analógica o digital) real que llega de campo. Déficit. Condición de operación en la que se puede encontrar el Sistema Eléctrico, si la demanda supera a la oferta de generación. Delegado. Integrante del SEIN que ha sido calificado y designado por el Coordinador, para dar un apoyo eficiente y organizado cuando se presenten estados de alerta, emergencia y recuperación, relacionados con la coordinación, supervisión y control de la operación en tiempo real del Área Operativa de influencia que le asigne el Coordinador por el tiempo que estime necesario. Delegar. Dar potestad a un integrante del SEIN para que haga las veces de Coordinador en un área del Sistema Eléctrico, en los estados de alerta, emergencia y recuperación. Demanda. Potencia activa instantánea requerida por todas las cargas de un Sistema Eléctrico en un instante determinado. Demanda a nivel de generación. Es la demanda que se considera tomando el valor de la suma de toda la generación que está en servicio en un sistema eléctrico. Demanda de energía. Energía que requiere el Sistema Eléctrico en un periodo de tiempo para suministrar la demanda. Demanda programada. Demanda pronosticada que se utiliza para realizar el despacho de corto y mediano plazo de las unidades de generación. Descarga. Caudal evacuado de los reservorios naturales (lagunas) o artificiales (embalses o presas) y que es utilizado para generar energía eléctrica. Desconectar. Cortar el enlace de un equipo con el Sistema Eléctrico, mediante la apertura manual o automática de uno o más interruptores. Desconexión automática o intempestiva. Desconexión de un equipo por actuación de su sistema de protección, debido a una falla propia o externa. Desconexión manual. Desconexión intencional de un equipo, puede ser por mantenimiento, operación o emergencia. Despacho. Ejecución de la operación en tiempo real, con acciones preventivas y/o DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA correctivas dispuestas por el Coordinador con la finalidad de mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda del Sistema Eléctrico, considerando el mínimo costo de operación, la seguridad y la calidad del suministro. Diagrama unifilar. Representación esquemática de la distribución de los equipos de potencia, de maniobra, de medición y de protección en una subestación de manera breve y estandarizada con el fin de entender su funcionamiento u operación. Diagrama unifilar funcional. Representación esquemática de la distribución de los equipos de potencia, de maniobra y de medición en una subestación de manera breve y estandarizada con el fin de entender su funcionamiento u operación. Disponibilidad. Equipo de potencia libre de falla disponible para su funcionamiento normal. Disponibilidad de combustible. Cantidad útil de combustible (petróleo, carbón) guardado en los tanques de almacenamiento de una central termoeléctrica o cantidad de combustible gas autorizada a una central termoeléctrica, que se utiliza para la generación de energía eléctrica. Distribuidora. Empresa responsable de las redes eléctricas de distribución, que se dedica a las labores de distribución de la energía eléctrica en una determinada área de concesión. Embalse. Depósito artificial que se forma cerrando la boca de un valle mediante un dique o presa, y en el que se almacenan las aguas de un río a fin de optimizar su uso para la producción de energía eléctrica. Energizar. Poner potencial a un equipo que está desconectado. Enlace. Línea o conjunto de líneas de transmisión que unen dos Eléctrico. Equipo de compensación reactiva. Equipo que sirve para compensar de forma automática o manual la falta o exceso de potencia reactiva en un punto del Sistema Eléctrico. Equipo de maniobra. Interruptores y seccionadores de potencia cuya función es conectar y desconectar físicamente un equipo del Sistema Eléctrico. Estación meteorológica. Instalación equipada, donde se realizan mediciones pluviométricas, presión atmosférica, evaporación, temperatura, caudales, volúmenes y otros con fines estadísticos útiles para la operación de los sistemas hidráulicos. Estado. Condición del Sistema Eléctrico determinado por su nivel de seguridad eléctrica. Estado de alerta. Condición en la que el Sistema Eléctrico opera estacionariamente, manteniendo el balance de potencia activa y reactiva, pero sus condiciones son tales que, de no tomarse acciones correctivas en el corto plazo, los equipos y/o instalaciones operarán con sobrecarga y las variables de control, saldrán de los márgenes de tolerancia. Al verificarse una transición al estado de alerta, el Coordinador y los Agentes del Sistema Eléctrico deben realizar las DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA coordinaciones y maniobras necesarias para recuperar el estado normal del Sistema Eléctrico, en el menor tiempo posible. Estado de emergencia. Condición en la que luego de haberse producido una perturbación en el Sistema, la frecuencia y la tensión se apartan de los valores en estado de operación normal y la dinámica que ha adquirido el mismo, amenaza su integridad, siendo necesario tomar medidas de emergencia, como rechazar carga o desconectar generación en forma significativa. En este estado se suceden acciones automáticas de protección y rechazo de carga para aislar los elementos o porciones falladas del Sistema Eléctrico con el fin de estabilizarlo. Estado de recuperación. Situación en la que, concluido el estado de emergencia, el Sistema Eléctrico ha quedado en estado estacionario pero con restricciones significativas del suministro. Se llevan a cabo coordinaciones y maniobras para la reconexión de generación y de carga, a fin de restablecer el estado normal del Sistema Eléctrico. Estado normal de operación. Condición estacionaria del Sistema Eléctrico en el que existe un balance de potencia activa y un balance de potencia reactiva, los equipos de la red eléctrica operan sin sobrecarga y el Sistema Eléctrico opera dentro de los márgenes de tolerancia permitidos para la frecuencia (frecuencia = 60 +/-0.6%) y tensión (Tensión=Tensión de Operación +/- 5%). Evento. Suceso imprevisto que ocurre en el Sistema Eléctrico. Factor de pérdidas marginales. Valor que refleja las variaciones de pérdidas de potencia activa que se producen en el Sistema de Transmisión, por el retiro de una unidad de generación en una determinada barra del Sistema Eléctrico. Falla. Defecto que se presenta en un equipo del Sistema Eléctrico (generador, transformador, línea de transmisión, equipo de compensación reactiva, etc.) y que provoca su desconexión por actuación del sistema de protecciones. Flujo de potencia en línea. Simulación del flujo de potencia que se realiza considerando como escenario inicial los datos de los parámetros eléctricos y configuración en tiempo real del sistema, con datos tomados del sistema SCADA. Flujo de potencia óptimo. Simulación del flujo de potencia en un sistema eléctrico utilizando un modelo de despacho económico óptimo que tiene en cuenta los costos variables de las unidades de generación, así como las pérdidas y restricciones en la red de transmisión eléctrica. Generación mínima técnica. Potencia activa mínima que puede generar una unidad en condiciones normales de operación. Generación parcial. Valor de la potencia activa generada por una unidad de generación, comprendida entre sus potencias máximas y mínima. Generador. Titular de una concesión o autorización de generación. En la generación se incluye la cogeneración y la generación distribuida. Horas de operación. Tiempo que una unidad de generación opera en paralelo con el SEIN. DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA Indisponibilidad. Condición de un equipo cuando no puede realizar su función. Información en tiempo real. Flujo de información (medidas, estados y alarmas de equipos de maniobra) intercambiada en tiempo real entre los agentes del SEIN y el Coordinador, se utiliza para la supervisión en tiempo real del Sistema Eléctrico. Información operativa. Datos que el Coordinador ofrece a los integrantes del SEIN con el fin de alertar o comunicar sobre algún evento en el Sistema Eléctrico. Informe preliminar y final de perturbación. Documento técnico en el que se describen los eventos originados por la ocurrencia de una perturbación en el Sistema Eléctrico. Instalaciones. Conjunto de equipos de generación, transmisión y distribución que forman el Sistema Eléctrico, cuya función es llevar la energía eléctrica desde los centros de generación hasta los puntos de consumo. Integral de variaciones diarias de frecuencia (IVDF). Indicador de calidad de frecuencia contemplado en la NTCSE, considera el desfase de la frecuencia instantánea en un periodo de 24 horas más el acumulado desde el 1ro de enero del año en curso. Se expresa en ciclos. Integrante. Empresa generadora, transmisora, distribuidora y usuario libre que tiene instalaciones conectadas al SEIN y que está registrada como integrante del COES. Interrupción. Falta de suministro eléctrico en un punto del Sistema Eléctrico. Las interrupciones pueden ser causadas, entre otras razones, por salidas de equipos por mantenimiento, por maniobras, por ampliaciones, etc., o aleatoriamente por mal funcionamiento o fallas; lo que incluye, consecuentemente, aquellas que hayan sido programadas oportunamente. Interruptor. Equipo de maniobra utilizado para conectar y desconectar un equipo del Sistema Eléctrico. Límite de operación de un enlace. Máxima capacidad de potencia y corriente que se puede transmitir por un enlace, este límite puede estar impuesto por estabilidad permanente, de tensión o simplemente el límite térmico del conductor. Línea de transmisión. Equipo de transmisión que enlaza dos subestaciones en el Sistema Eléctrico. Maniobra. Acción de control que se ejecuta sobre los equipos de maniobra, con el fin de desconectar o conectar un equipo por mantenimiento programado, por operación o luego de una perturbación. Las maniobras pueden ser locales (desde la misma subestación) o por telemando (remotas desde un centro de control). Maniobra operativa. Maniobra que se realiza para desconectar o conectar un equipo del Sistema Eléctrico, con el fin de regular parámetros eléctricos y mantener el estado normal de operación. Mantenimiento. Actividades que se realizan en las instalaciones y los equipos del Sistema Eléctrico para que puedan seguir funcionando adecuadamente. DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA Mantenimiento correctivo. Actividad que se realiza con la finalidad de superar la presencia de una operación anormal o una avería en un equipo o en sus componentes, que origina limitaciones en su funcionamiento y que podría ocasionar la indisponibilidad parcial o total del mismo. En función a las condiciones operativas estos trabajos pueden ser de emergencia o programados. Mantenimiento mayor. Actividad cuya ejecución requiere el retiro total de la unidad generadora o equipo principal de transmisión durante un período superior a 24 horas. Mantenimiento no programado. Mantenimiento de un equipo que no está aprobado en los programas de mantenimiento. Mantenimiento preventivo. Actividades que son ejecutadas con periodicidad, sobre la base de un plan de trabajo elaborado por los agentes del SEIN para cada uno de los equipos y que normalmente involucran las tareas recomendadas por los fabricantes, con el objeto de reducir la probabilidad de daños en el equipamiento y/o pérdidas de producción. Mantenimiento programado. Mantenimiento de un equipo determinado aprobado por la SRP y considerado en los programas de operación del SEIN, puede ser con o sin indisponibilidad del equipo. Mínima carga. Calificación que se le da a una unidad de generación térmica, con fines operativos, indica que la unidad no es requerida por el sistema eléctrico en un cierto periodo de tiempo, pero en el mediano plazo es más conveniente mantenerla en esta condición a sacarla fuera de servicio. Mínima frecuencia. Reducción de la frecuencia del Sistema Eléctrico a un valor menor a 59 Hz, y que activa el ERACMF. Mínima tensión. Reducción de la tensión, en alguna barra del Sistema Eléctrico, hasta un valor que active el ERACMT. Nivel del embalse. Altura del agua medida en la presa de un embalse, se utiliza para estimar el volumen de agua almacenado en el embalse considerando sus datos de batimetría. Normatividad. Conjunto de normas y procedimientos técnicos que regulan el sector eléctrico. Onda portadora. Medio de comunicación que utiliza los conductores de las líneas de transmisión para transmitir datos de una subestación a otra. Operación a mínimo costo. Programa de despacho de las unidades de generación optimizado, que considera como función objetivo minimizar los costos de operación. Operación en Tiempo Real. Conjunto de actividades necesarias para garantizar la continuidad y seguridad del suministro de energía eléctrica, y el correcto funcionamiento del sistema de generación y transmisión, asegurando que la energía producida por los generadores sea transportada hasta las redes de distribución con las condiciones de calidad y seguridad que son exigibles en DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA aplicación de la normativa vigente. Orden de arranque. Orden operativa para que una unidad de generación inicie su funcionamiento y sea conectada al Sistema Eléctrico. Orden de parada. Orden operativa para que una unidad de generación sea desconectada del Sistema y termine su funcionamiento. Orden operativa. Cualquier instrucción que emite el Coordinador a los Agentes del Sistema Eléctrico, como parte de sus funciones. Oscilación. Variación cíclica de potencia y tensión que puede originarse en alguna parte del sistema por acción no deseada de los controladores de las unidades de generación. Parque generador. Conjunto de todas las unidades de generación eléctrica instaladas en el Sistema. Pérdida del enlace de comunicación. Suspensión o caída temporal del enlace de comunicación ICCP de algún integrante del Sistema Eléctrico con el sistema del Coordinador. Período de avenida. Período donde en forma cíclica se producen las precipitaciones pluviométricas con cierta regularidad, las que permiten almacenar agua en los reservorios del sistema de generación hidráulica que mayormente se produce entre los meses de noviembre y mayo del siguiente año. Período de estiaje. Período donde en forma cíclica se registra una disminución de precipitaciones pluviométricas y que origina la reducción de los caudales naturales, que para fines de operación del sistema hidráulico del SEIN, es posible complementarlos con un programa de descarga de reservorios. Permuta de rechazo de carga. Son los acuerdos bilaterales al que pueden llegar dos agentes del Sistema Eléctrico, los cuales fueron considerados para el rechazo de carga, mediante el cual un integrante rechaza la carga que el otro está obligado a rechazar. Perturbación. Cualquier evento que altera el balance de potencia activa o reactiva en el Sistema Eléctrico, originada por la salida forzada de uno o más de sus componentes. Plan de restablecimiento. Conjunto de procedimientos guía y criterios elaborados para restablecer el Sistema Eléctrico luego de ocurrida una perturbación. Plena generación. Máxima potencia activa que puede entregar una unidad de generación en forma continua y sin sobrecarga. Potencia nominal. Potencia máxima continua para la que una unidad de generación o equipo fue diseñado. Potencia reactiva inductiva / capacitiva. Potencia reactiva que se absorbe (inductiva) o que se inyecta (capacitiva) en alguna barra del Sistema Eléctrico. Procedimiento de maniobras. Documento estandarizado donde se detalla la secuencia de maniobras para desconectar o conectar un equipo o un área del DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA Sistema Eléctrico. Programa de mantenimiento. Relación de mantenimientos que consideran la indisponibilidad de unidades generadoras o equipos principales del sistema de transmisión, a ejecutarse en el horizonte de un programa de operación. Programa diario de operación (PDO). Documento emitido diariamente por el Coordinador que considera la operación a mínimo costo y las premisas para la operación en tiempo real del Sistema Eléctrico, garantizando la seguridad y calidad del suministro, su vigencia es de 0 a 24 horas. Son parte del PDO el pronóstico de la demanda, el despacho de las unidades de generación, el programa de mantenimiento y pruebas, y los procedimientos de maniobra. Programa semanal de operación (PSO). Es aquel que está constituido por el Programa Semanal de Mantenimiento y el Programa de Despacho Semanal. Programador de la operación en tiempo real. Especialista de la SCO encargado de la reprogramación del despacho previsto en el PDO u otro reprograma anterior. Pronóstico de la demanda. Actividad que se realiza para estimar la demanda futura total y por Áreas del Sistema Eléctrico, considerando los datos históricos y las variaciones de carga informadas por los Usuarios. Protecciones internas. Relés de protección instalados en las instalaciones de los usuarios libres y que protegen a sus equipos de fallas externas. Protocolo de comunicaciones. Forma en que los sistemas de comunicación transmiten sus datos entre ellos y con el exterior. Pruebas. Actividades que se realizan sobre un equipo que está conectado al Sistema Eléctrico con propósitos diferentes al despacho económico. Punto de entrega. Barra del Sistema Eléctrico donde dos agentes realizan intercambios de energía. Racionamiento. Relación de cargas, programadas en el PDO, que deben rechazar los Usuarios libres y Usuarios Regulados debido a una situación de déficit de generación. Rangos de frecuencia máximo y mínimo. Valores de tolerancia dentro de los cuales puede mantenerse la frecuencia del Sistema Eléctrico sin transgredir ningún indicador de calidad, contemplado en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Rechazo automático de generación. Desconexión automática de unidades de generación, debido a una significativa variación de frecuencia, con el objeto de evitar daños físicos. Rechazo automático de carga. Desconexiones de carga por acción automática de relés de mínima frecuencia, que se realizan con la finalidad de preservar la estabilidad y seguridad del Sistema Eléctrico. Los esquemas de rechazo automático de carga son preestablecidos mediante estudios eléctricos que son efectuados anualmente por el COES. Rechazo manual de carga. Desconexiones de carga dispuestas por el DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA Coordinador o los Centros de Control de los Agentes del SEIN, para preservar la estabilidad y seguridad del mismo, en caso de no tener disponible un esquema de rechazo automático de carga o éste haya sido insuficiente. Reconexión automática de carga. Conexión automática del suministro interrumpido por actuación del ERACMF, luego que la frecuencia del sistema se ha restablecido adecuadamente, se instalan con el objeto de reducir el tiempo de interrupción. Reducción de carga. Disminución de la carga de un usuario libre por actuación de protecciones internas, no se interrumpe el punto de suministro. Referencia horaria. Hora GPS tomada como referencia para la operación en tiempo real del Sistema Eléctrico. Registro oscilográfico. Registros de los relés de protección y registradores de fallas que permiten ver las formas de onda de la corriente, tensión y potencia trifásicas, además de algunas señales digitales, antes, durante y después de una perturbación, con fines de análisis. Regulación de frecuencia. Acciones necesarias para mantener el equilibrio entre la oferta de generación y la demanda, con el fin de mantener la frecuencia del sistema dentro de las tolerancias permisibles. El Coordinador establece la frecuencia de consigna y las empresas generadoras son responsables a través de sus Centros de Control, de efectuar la regulación de la misma, siguiendo las disposiciones del Coordinador. El control de frecuencia en un primer nivel es realizado por todas las centrales de generación de acuerdo a su estatismo, y en un segundo nivel, por las centrales de regulación complementaria. Regulación de tensión. Acciones necesarias para mantener los niveles de tensión dentro de las tolerancias permisibles definidos para el sistema. La responsabilidad de la regulación de tensión de cada área corresponde en un primer nivel a los Centros de Control, tomando acción sobre los equipos de generación y compensación de potencia reactiva. En segundo nivel corresponde al Coordinador dar directivas para las maniobras de equipos de compensación reactiva, generadores y en última instancia líneas de transmisión. Regulación Primaria de Frecuencia (RPF). Acción automática e instantánea de los reguladores de velocidad de las unidades de generación, ante cambios súbitos en la frecuencia del sistema en un lapso de 0 a 10 segundos. Tiene como objeto absorber los desequilibrios entre la oferta y demanda del Sistema para tratar de mantener la frecuencia en un nivel o rango determinado. La variación de carga de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF). Acción automática o manual sobre el regulador de velocidad de una unidad de generación, que complementa la acción de la Regulación Primaria de Frecuencia. Tiene como objeto equilibrar la oferta y la demanda, manteniendo el valor de la frecuencia dentro de límites permisibles mientras se recupera la reserva rotante de las unidades que participan DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA de la regulación primaria de frecuencia, en tanto se recupera carga, y/o se reasignan de manera óptima los recursos de generación para satisfacer la demanda. Esta regulación debe ser sostenible al menos durante 30 minutos. Relé de protección. Dispositivo del sistema de protección cuya función es censar las corrientes y tensiones por los equipos de transmisión del Sistema y dan una orden de disparo a los interruptores, cuando estos parámetros sobrepasan un ajuste dado (SCO). (Buscar definición en literatura técnica) Rendimiento hídrico. Cantidad de potencia en MW que puede generar una unidad de generación hidroeléctrica por cada m3/s de caudal. Rendimiento térmico. Porcentaje de la energía térmica de entrada a una central de generación, que es realmente transformada en energía eléctrica. Reprogramación. Reformulación del Programa Diario de Operación (PDO) por un acontecimiento no previsto en el Programa de operación vigente. Reserva fría. Sumatoria de las capacidades de potencia disponibles de las unidades no sincronizadas y listas para ingresar en servicio a solicitud del Coordinador. Reserva rotante. Margen de capacidad de generación de las centrales en operación para llegar a la máxima potencia de generación disponible, en cualquier instante. Este margen de capacidad de generación resulta de la diferencia entre la sumatoria de las capacidades disponibles de las unidades sincronizadas al Sistema Eléctrico y la sumatoria de sus potencias entregadas al sistema. En el SEIN usualmente se la clasifica en dos tipos: a) Reserva de Regulación Primaria: Margen de reserva rotante en las centrales que responden automáticamente a cambios súbitos de la frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. La variación de carga de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. b) Reserva de Regulación Secundaria: Margen de reserva rotante en las centrales que están operando y que responden a cambios de generación por regulación manual y sostenible al menos durante 30 minutos. Restablecer el suministro. Maniobras ejecutadas con el fin de reponer el suministro eléctrico a los usuarios. Restablecimiento. Acciones coordinadas con los agentes del SEIN con el fin de llevar al Sistema Eléctrico del estado de recuperación al estado normal de operación. Restricción Operativa. Limitación técnica de un equipo de generación o de transmisión que le impide aprovechar al máximo su capacidad nominal o de diseño. Restricciones de capacidad de transmisión. Limitaciones de la capacidad de transmisión de potencia de los equipos integrantes de la red de transmisión del

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA Sistema Eléctrico, resultantes de los análisis estáticos y dinámicos del Sistema Eléctrico que consideran los riesgos de causar daño o perjuicio a los equipos o al sistema, y el cumplimiento de las condiciones exigidas por la NTCSE. Restricción de mínimo caudal. Caudal promedio del día necesario para atender los compromisos de uso del agua por la agricultura o el agua potable. Puede tener dos componentes, siendo el primero el agua turbinada y, el segundo, agua vertida. Restricciones hidráulicas. Restricciones de mínimo caudal, de tiempos de viaje del agua, niveles máximos y mínimos de los embalses, capacidad de conducción de los túneles y ductos de conducción de agua, y de turbidez del agua en las cuencas de las centrales de generación. Riesgo de falla. Probabilidad que tiene un equipo de fallar durante su funcionamiento. Seccionador. Equipo de maniobra utilizada para aislar visiblemente un equipo del Sistema Eléctrico o para conectarlo a tierra franca, los seccionadores sólo son maniobrados luego de la apertura o antes del cierre de un interruptor. Secuencia de eventos. Relación cronológica de los eventos presentados durante y después de una perturbación en el Sistema Eléctrico. Secuencia de maniobras. Descripción ordenada de las maniobras a seguir para conectar o desconectar un equipo del Sistema Eléctrico, considerando las condiciones previas que se deben cumplir para su ejecución. Seguridad. Margen que se le da a un parámetro eléctrico a fin de garantizar la integridad del Sistema Eléctrico. Selectividad. Característica de los sistemas de protección, con la cual deben aislar del Sistema Eléctrico, sólo el elemento o elementos fallados, no interfiriendo con las partes libres de talla. Servicios auxiliares. Consumo de electricidad necesario para el funcionamiento de las centrales de generación y subestaciones de los sistemas de transmisión y distribución. Sincronizar. Enlazar dos áreas o partes del Sistema Eléctrico que están separadas físicamente, pero unidas eléctricamente, cumpliendo ciertas condiciones previas llamadas condiciones de sincronismo. Sistema aislado. Sistema eléctrico o área del SEIN que opera de manera independiente, es decir sin estar enlazada eléctricamente con el SEIN. Sistema de distribución. Conjunto de líneas eléctricas con tensiones nominales iguales o menores a 35 kV, subestaciones y equipos asociados, destinados a la distribución de energía eléctrica. Sistema de protección. Conjunto de dispositivos y elementos de protección, cuya función es desconectar los equipos que protegen ante la presencia de una perturbación. Sistema de transmisión. Conjunto de líneas eléctricas con tensiones nominales superiores a 35 kV, subestaciones y equipos asociados, destinados al transporte de DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA energía eléctrica. Sistema Interconectado. Conjunto de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas conectadas entre sí, así como sus respectivos centros de despacho de carga, que permite la transferencia de energía eléctrica entre dos o más sistemas de generación. Sistema Principal de Transmisión. Parte del sistema de transmisión, común al conjunto de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica. Sistema Secundario de Transmisión. Parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una barra de del Sistema Principal de Transmisión. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una barra del Sistema Principal de Transmisión. Sobreoferta de generación hidráulica. Condición de operación en la que la oferta de generación hidráulica es mayor a la demanda para un horizonte determinado. Sobretensión. Valores de tensión en una barra del Sistema Eléctrico que superan el rango permitido al estado normal de operación. Sobrecarga. Condición en la que un equipo del Sistema Eléctrico está operando por encima de su capacidad nominal declarada. Sobrecarga admisible. Porcentaje de la capacidad nominal de un equipo de transmisión hasta la cual puede operar sin sufrir daños significativos en un periodo de tiempo determinado. La sobrecarga y el tiempo que puede permanecer en esta condición es declarada por el propietario del equipo. Subestación. Edificación del Sistema Eléctrico donde están instalados las barras, equipamiento de celdas de los equipos de transmisión, transformación y compensación, y que sirven como puntos de enlace entre dos o más equipos. Subestación desatendida. Subestación completamente automatizada donde la supervisión y operación de sus equipos se realiza remotamente, no cuenta con personal permanente en sus instalaciones. Subir generación. Orden operativa para incrementar la potencia activa actual de una unidad o central de generación a un valor determinado, menor a su potencia máxima. Suministrador. Empresa propietaria de instalaciones de generación con la cual un usuario libre o regulado tiene un contrato de compra / venta de energía eléctrica. Suministro de electricidad. Servicio de proveer de electricidad a un usuario del Sistema Eléctrico. Supervisor de turno. Persona responsable de las coordinaciones y maniobras en el Centro deControl de los agentes del SEIN. Tap. Cada uno de los gradines del conmutador de tomas de los transformadores y autotransformadores de potencia. DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA Tensión de operación. Tensión de una barra, más conveniente técnicamente, a la cual el generador, transmisor, distribuidor y/o usuario libre acuerda operarla. Su valor deriva de estudios especializados y puede variar a través de un ciclo de carga. En las barras de entrega la tensión de operación es compatible con lo establecido en la NTCSE). Tiempo admisible de sobrecarga. Tiempo durante el cual se acepta que un equipo sea operado con valores de carga superiores a su potencia nominal. Tiempo de arranque. Tiempo medido desde el inicio del funcionamiento de una unidad de generación hasta su puesta en paralelo con el Sistema Eléctrico. Tiempo de desplazamiento del agua. Tiempo que demora el agua en viajar desde un punto a otro, generalmente desde un embalse hasta la central de generación u otro embalse aguas abajo del mismo. Tiempo de respuesta. Tiempo que tarda la máquina desde la orden de la variación de la potencia hasta su estabilización en el nuevo valor de potencia. Es el efecto de la respuesta de tiempo de la columna de agua, la constante de tiempo de respuesta del introductor, la constante de tiempo de vencimiento de la masa inercial turbina-generador y la respuesta del regulador. Tiempo entre arranques sucesivos. Tiempo mínimo que una unidad de generación debe permanecer apagada, luego de ser desconectada, antes de ser nuevamente conectada al Sistema Eléctrico. Tiempo mínimo de operación. Tiempo mínimo que debe operar una unidad de generación antes de ser desconectada. Trampa de onda. Aparato que se conecta en serie a los conductores de las líneas de transmisión de alta y muy alta tensión, cuya función es permitir la comunicación por onda portadora. Transformador/autotransformador de potencia. Equipos de transmisión cuya función en elevar o disminuir la tensión en diferentes puntos del Sistema Eléctrico. Transformador de medida. Equipos instalados en las celdas de las subestaciones, los cuales sirven para transformar la tensión y corriente, que circula por ellos, a niveles que pueden ser usados en los equipos de protección y medición. Transformador zig-zag. Equipos instalados en las barras de distribución aguas debajo de los devanados en Delta de los transformadores de potencia, los cuales son usados para fijar un punto de referencia a tierra a los relés de protección homopolar. Transmisora. Empresa propietaria o concesionaria de las redes eléctricas de transmisión. Unidad de generación. Conjunto formado por una máquina generadora (turbina + excitatriz + alternador + transformador elevador) y los equipos asociados a ella (de regulación y maniobras). En el caso de centrales termoeléctricas, es el arreglo DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA motor primo-generador y transformador asociado. Unidad de arranque rápido por emergencia. Unidad que constituye parte de la reserva fría del Sistema Eléctrico cuya capacidad de generación puede estar en funcionamiento en un tiempo menor a 10 minutos. Usuario. Toda persona natural o jurídica que se conecta y consume energía eléctrica del SEIN. Usuario libre. Usuarios conectados al SEIN no sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen. Usuario regulado. Usuarios sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen, son los clientes de las empresas distribuidoras. Vertimiento. Caudal o volumen de los reservorios (naturales o artificiales) no utilizado para la generación, originados por los excesos en los límites de capacidad nominal de los embalses, o provocados en forma natural (abundancia de aporte natural), o en forma accidental o por una descoordinación en la operación.

5. PROTOCOLO DE COMUNICACIONES DE VOZ.

Ilustración 2: Pasos obligatorios. Solo en Estados Operativos de “Emergencia o Restablecimiento” se puede obviar el saludo y la despedida

5.1. DEFINICIONES:

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA • •

• • • •

Saludo: Forma de expresar cortesía y buenos modales. Es el inicio de una conversación. Identificación: Debe contener el nombre del emisor y receptor, así como el nombre de la empresa o entidad. El nombre del emisor o receptor debe contener uno de los nombres y el primer apellido. Solicitud: Requerimiento o consulta sobre un tema operativo. Autorización: Respuesta o solución a la solicitud del emisor. Repetir Autorización: Asegurar al emisor la recepción clara del mensaje. Despedida: Forma de expresar cortesía y buenos modales. Es el fin de una conversación.

5.2. ASPECTOS GENERALES: • • •

•

Será de uso opcional, el empleo de la hora que se realiza la maniobra. Toda comunicación telefónica será impartida o recibida por los teléfonos operativos grabados. Evitar utilizar un lenguaje no operativo, que pueda llevar a confusiones y malas interpretaciones. Si existe duda sobre las solicitudes, se debe pedir repetirlas nuevamente. Se prohíbe el empleo de palabras obscenas, sobrenombres, apodos, bromas, conferencias de índole privado, juicios de valor sobre el desempeño de las personas, infidencias y rumores.

6. DESARROLLO DE CASOS MÁS COMUNES DE COMUNICACIONES 6.1. CONTESTAR UNA LLAMADA EN EL CCO-COES Tabla 2: Contestar una llamada

PASO 1

PARTICIPANTE CCO-COES

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

2

CC-Agente

[Buenos días], lo saluda [Nombre] del Centro de Control de [Agente]

3 4 5 6 7

CCO-COES CC-Agente CCO-COES CC-Agente CCO-COES

Sí, cual es el motivo de su llamada? Lo llamaba por [Solicitud] Comprendido, entonces [Autorización]. Repite la [Autorización], [Hasta luego] [Hasta luego].

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA 6.2. REALIZAR UNA LLAMADA DESDE EL CCO-COES Tabla 3: Realizar una llamada

PASO 1

PARTICIPANTE CC-Agente

2 3 4 5 6 7

CCO-COES CC-Agente CCO-COES CC-Agente CCO-COES CC-Agente

DESCRIPCIÓN [Buenos días], Centro de Control de [Integrante], [Nombre] lo saluda. Con quien tengo el gusto? [Buenos días], lo saluda [Nombre] del CCO-COES. Si, cual es el motivo de su llamada? Lo llamaba por [Solicitud] Comprendido, entonces responder [Solicitud]. Correcto, [Hasta luego]. [Hasta luego].

6.3. AUTORIZAR LA EJECUCIÓN DE UNA MANIOBRA POR MANTENIMIENTO PROGRAMADO Tabla 4: Autorizar una maniobra

PASO 1

PARTICIPANTE CCO-COES

2

CC-Agente

3 4

CCO-COES CC-Agente

5

CCO-COES

6

CC-Agente

7

CCO-COES

DESCRIPCIÓN [Buenos días], CCO-COES. [Nombre] lo saluda. Con quien tengo el gusto? [Buenos días], lo saluda [Nombre] del Centro de Control de [Agente] Si, cual es el motivo de su llamada? Lo llamaba porque a las [xx:xx] horas tenemos programada la desconexión de [Nombre y código del equipo] por mantenimiento programado. Correcto, siendo las [xx:xx] horas, se le autoriza la desconexión de [Nombre y código del Equipo], ejecutar las secuencia según el procedimiento de maniobras y coordinar con las empresas involucradas de ser el caso. Está bien, desconecto él [Nombre y código del equipo] y le confirmo. [Hasta luego]. [Hasta luego].

6.4. COORDINAR LA EJECUCIÓN DE UNA MANIOBRA POR MANTENIMIENTO PROGRAMADO Tabla 5: El Integrante propietario del equipo se comunica con el CCO

PASO 1

PARTICIPANTE CCO-COES

DESCRIPCIÓN [Buenos días], CCO COES. [Nombrel lo saluda. Con quien tengo el gusto?

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA 2

CC-Agente 1

3 4

CCO-COES CC-Agente 1

5

CCO-COES

6

CC-Agente 1

[Buenos días], lo saluda [Nombre] del Centro de Control de [Agente 1] Si, cual es el motivo de su llamada? Lo llamaba porque a las [xx:xx] horas tenemos programada la desconexión de [Nombre y código del equipo] por mantenimiento. Correcto, espéreme en línea mientras me comunico con [Nombre de las empresas involucradas en la maniobra]. Está bien, espero.

Tabla 6: El Integrante propietario del equipo se comunica con el CCO

PASO 1

PARTICIPANTE CC-Agente 2

2 3 4

CCO-COES CC-Agente 2 CCO-COES

5 6

CC-Agente 2 CCO-COES

7

CC-Agente 2

DESCRIPCIÓN [Buenos días], Centro de Control de [Agente 2], [Nombre] lo saluda. ¿Con quién tengo el gusto? [Buenos días], lo saluda [Nombre] del CCO-COES. Si, cual es el motivo de su llamada? Lo llamaba porque a las [xx:xx] horas está programada la desconexión de [Nombre y código del equipo], ¿Están listos para la coordinación de las maniobras?. Correcto, estamos listos. Entonces nos mantenemos en línea para iniciar las coordinaciones. Está bien.

Tabla 7: Ejecución de las maniobras

PASO 1 2 3

PARTICIPANTE CCO-COES CC-Agente 1 CCO-COES

4 5

CC-Agente 1 CCO-COES

6

CC-Agente 1

7 8

CCO-COES CC-Agente 1

9

CCO-COES

DESCRIPCIÓN Alo!, Centro de Control [Agente 1], Si, alo CCO-COES, lo escucho. Centro de Control [Agente 1] vamos a empezar con las maniobras, ¿están listos? Correcto, estamos listos. Entonces proceda a abrir el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación], ¿me reconfirma la maniobra?. Correcto, voy a abrir el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación]. Correcto, proceda y me confirma si abrió el interruptor. Alo CCO-COES, confirmo que abrió el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación]. Alo, Centro de Control de [Agente 2], ya abrió el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA

10

CC-Agente 2

11 12

CCO-COES CC-Agente 2

13

CCO-COES

14 15

CC-Agente 1 CCO-COES

16

CC-Agente 2

[Nombre de la subestación]. Procederemos a abrir el interruptor del extremo opuesto. Entonces proceda a abrir el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación], ¿me reconfirma la maniobra?. Correcto, voy a abrir el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación]. Correcto, proceda y me confirma si abrió el interruptor. Alo CCO-COES, confirmo que abrió el interruptor de [Nombre del equipo] en la subestación [Nombre de la subestación]. Alo, Centro de Control de [Agente 1] ya está abierto los interruptores en ambos extremos, continué con la secuencia de acuerdo a su procedimiento de maniobras. Coordine con el Centro de Control [Agente 2], [Hasta luego]. [Hasta luego]. Alo, Centro de Control de [Agente 2] ya está abierto los interruptores en ambos extremos, continué con la secuencia de acuerdo a su procedimiento de maniobras. Coordine con el Centro de Control [Agente 1], [Hasta luego]. [Hasta luego].

Tabla 8: Realizar una llamada para subir o bajar generación

PASO 1

PARTICIPANTE CC-Agente

2 3 4

CCO-COES CC-Agente CCO-COES

5

CC-Agente

6 7

CCO-COES CC-Agente

DESCRIPCIÓN Buenos días, Centro de Control de [Agente], [Nombre] lo saluda. ¿Con quién tengo el gusto? Buenos días, lo saluda [Nombre] del CCO-COES. Si, cual es el motivo de su llamada? Lo llamaba para coordinar que suba/baje la generación de la unidad [Nombre de la unidad y de la Central] a [Valor de potencia requerido] por [Indicar la razón]. Entendido CCO-COES, entonces voy a subir/bajar la generación de la unidad [Nombre de la unidad y de la Central] a [Valor de potencia requerido]. Es correcto, [Hasta luego]. [Hasta luego].

Tabla 9: Realizar una llamada para arrancar o parar una unidad de generación

PASO

PARTICIPANTE

DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

DESCRIPCIÓN

30

TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA 1

CC-Agente

2 3 4

CCO-COES CC-Agente CCO-COES

5

CC-Agente

6 7

CCO-COES CC-Agente

Buenos días, Centro de Control de [Agente], [Nombre] lo saluda. ¿Con quién tengo el gusto? Buenos días, lo saluda [Nombre] del CCO-COES. Si, cual es el motivo de su llamada? Lo llamaba para coordinar el arranque/ la parada de la unidad/central [Nombre de la unidad/central] por [Indicar la razón]. Entendido CCO-COES, entonces voy a arrancar/parar la unidad/central [Nombre de la unidad/central] por [Indicar la razón]. Es correcto, [Hasta luego]. [Hasta luego].

Tabla 10: Realizar una llamada para conectar/desconectar un equipo de compensación reactiva

PASO 1

PARTICIPANTE CC-Agente

2 3 4

CCO-COES CC-Agente CCO-COES

5

CC-Agente

6 7

CCO-COES CC-Agente

DESCRIPCIÓN Buenos días, Centro de Control de [Agente], [Nombre] lo saluda. ¿Con quién tengo el gusto? Buenos días, lo saluda [Nombre] del CCO-COES. Si, cual es el motivo de su llamada? Lo llamaba para coordinar que conecte/desconecte el [Nombre del equipo] de la subestación [Nombre de la subestación]. Entendido CCO-COES, entonces voy a conectar/desconectar el [Nombre del equipo] de la subestación [Nombre de la subestación]. Es correcto, [Hasta luego]. [Hasta luego].

Tabla 11: Realizar una llamada para conectar/desconectar una línea por tensión

PASO 1

PARTICIPANTE CC-Agente

2 3 4

CCO-COES CC-Agente CCO-COES

5

CC-Agente

6 7

CCO-COES CC-Agente

DESCRIPCIÓN Buenos días, Centro de Control de [Agente], [Nombre] lo saluda. Con quien tengo el gusto? Buenos días, lo saluda [Nombre] del CCOCOES. Si, cual es el motivo de su llamada? Lo llamaba para coordinar que conecte/desconecte la línea [Nombre y código de la línea] por regulación de tensión. Entendido CCO-COES, entonces voy a conectar/desconectar la línea [Nombre y código de la línea] por regulación de tensión. Es correcto, [Hasta luego]. [Hasta luego].

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Tabla 12: Recibir una llamada comunicando un evento

PASO 1

PARTICIPANTE CCO-COES

2

CC-Agente

3

CCO-COES

4 5

CCO-COES CC-Agente

DESCRIPCIÓN [Buenos días], CCO-COES, [Nombre] lo saluda. Con quien tengo el gusto? [Buenos días], lo saluda [Nombre] del Centro de Control de [Agente] Siendo las [xx:xx] horas le reporto que [Evento]. Comprendido, entonces siendo las [xx:xx] horas reportó que [Evento]. Es correcto, [Hasta luego]. [Hasta luego].

7. PROTOCOLO DE COMUNICACIÓN ICCP 7.1. ASPECTOS BÁSICOS El protocolo está pensado para intercambiar 4 grupos de información principalmente: – SCADA/EMS – Demand Side Management (DSM) / Load Management – Distributed applications • Perform analysis, forecasting, and scheduling – Display processors o Provide HMI (Human-Machine Interface) o Ver figura Ilustración 3:

Ilustración 4: Esquema de intercambio de información

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El ICCP maximiza la utilización de los protocolos estándares existentes que incluyen todas las capas hasta la 7 en el modelo de referencia Open System Interconnection - OSI, lo cual tiene como beneficio que el requerimiento de nuevos desarrollos para ICCP se haga únicamente en el ámbito de las capas superiores a la capa 7. En la Ilustración 5 se presenta el modelo de referencia OSI.

Ilustración 6: fase 2 (ICCP) en el Modelo OSI

En la Ilustración 7 se da el punto de vista de EPRI sobre las capas OSI, aplicadas al protocolo ICCP.

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Ilustración 7: Protocolo ICCP en el modelo OSI según EPRI

La ilustración anterior nos puede ayudar a deducir 2 elementos más que todo proceso de comunicación necesita. 7.2. EL MEDIO DE COMUNICACIÓN Al utilizar Ethernet, Ring Media, etc. el protocolo puede usar: - Cable. Para redes locales. - Fibra óptica. Para líneas dedicadas, entre empresas. - Medios Inalámbricos. Normalmente, para este tipo de enlaces se usa wireles, enlaces satelitales. 7.3. EL PROTOCOLO DE ACCESO AL MEDIO Vemos que puede utilizar el CSCMA/CD, Token Ring, etc. Sin embargo esto ya viene definido y las aplicaciones trabajan ya en capas superiores. El ICCP especifica la utilización de MMS (Manufacturing Messages Specification) que define la mecánica de la nomenclatura, listado y direccionamiento de las variables y la interpretación de los mensajes. El MMS es un sistema estandarizado de mensajería para el intercambio de datos en tiempo real y el intercambio de información para supervisión y control entre DOCENTE. ING. HOLGER MEZA DELGADO

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA dispositivos y/o computadores en red, de tal forma que es independiente de: 1) la función de la aplicación que es ejecutada o 2) del desarrollador del dispositivo o aplicación. MMS es un estándar internacional (ISO 9506). Un trabajo que describe bien el protocolo es el del Ing. Andres Narvaez17, de su trabajo, y con su autorización, hemos obtenido muchos de los conceptos y esquema de exposición que a continuación se exponen. Las aplicaciones para centros de control ubicadas a partir de la capa 7, permiten: el intercambio de datos, el control de dispositivos, el intercambio de mensajes y la ejecución remota de programas vía APIs (Application Program Interface) para ICCP. El ICCP está basado en los conceptos de cliente– servidor, dado que todo intercambio de datos tiene su origen en la solicitud de uno de los centros de control (cliente) a otro centro de control que posee y administra esos datos (servidor). El cliente debe especificar las condiciones de reporte como son: periodicidad de reporte, reporte por excepción, banderas de calidad, etc. El mecanismo denominado Association Control Service Element – ACSE es utilizado por el ICCP para el establecimiento de asociaciones lógicas entre un cliente y múltiples centros de control servidores. En este esquema el control de accesos se realiza mediante el uso de Tablas Bilaterales, las cuales proveen de los permisos de: ejecución, lectura/escritura, sólo lectura o acceso bloqueado para los datos de tiempo real solicitados por los centros de control clientes.

7.4. OBJETOS DEL SERVIDOR ICCP •

Objetos de asociación

Para establecer una conexión lógica entre dos instancias de ICCP se utilizan los objetos de asociación. Se definen tres tipos de operaciones para los objetos de asociación: Asociar, operación utilizada por un cliente para conectarse a un servidor.

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Concluir, operación utilizada por un cliente o un servidor para terminar de una forma planificada una asociación, por ejemplo para el caso de un mantenimiento preventivo del enlace ICCP. Abortar, operación utilizada por un cliente o un servidor para terminar de forma imprevista una asociación debido a fallas en los mecanismos de comunicación. •

Objetos de datos

Los objetos de datos están relacionados con los valores que pueden tomar los datos en tiempo real, que incluyen mediciones analógicas, estados digitales, control de dispositivos y estructuras de datos. Existen cuatro operaciones relacionadas con los objetos de datos: – Obtener el valor de un dato, operación utilizada para requerir el valor de un punto simple adquirido desde el proceso. – Definir el valor de un dato, tiene el objetivo de permitir a un centro de control remoto cambiar el valor de un punto del centro de control local, lo cual no es muy común. – Obtener el nombre de un dato, operación utilizada por un cliente para determinar el listado de puntos a los cuales tiene permiso de acceso. – Obtener el tipo de un dato, operación utilizada por un cliente para determinar los atributos de un objeto de datos. •

Conjuntos de datos

Son listas ordenadas de objetos de datos mantenidos por un servidor ICCP. Los conjuntos de datos son utilizados por un cliente para definir remotamente una lista de puntos a ser reportados como un solo grupo. Generalmente, el intercambio de datos en tiempo real en los centros de control se hace agrupando los puntos de acuerdo a sus características, como: tipo, tiempo de actualización, permisos de acceso, etc. Existen seis operaciones relacionadas con los conjuntos de datos: – Crear un conjunto de datos: Operación utilizada por un cliente para crear un conjunto de datos en un servidor remoto. El cliente puede especificar los siguientes parámetros de transferencia de objetos de datos: nombre del conjunto de transferencia, evento que inicia el envío de datos y utilización de estampa de tiempo.

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA – Borrar un conjunto de datos: Tiene el objetivo de permitir a un cliente borrar un conjunto de datos definido previamente. – Obtener los valores de un conjunto de datos: Operación utilizada por un cliente para determinar los valores instantáneos de cada uno de los datos que integran el conjunto. – Ajustar el valor de los elementos: Operación utilizada por un cliente para cambiar manualmente uno a uno los elementos de un conjunto de datos, lo cual no es muy común. – Obtener el nombre de un conjunto de datos: operación utilizada por un cliente para determinar los nombres de cada listado de puntos definidos en un servidor. – Obtener el nombre de los elementos: Operación utilizada por un cliente para determinar los nombres de cada elemento que conforman un conjunto de datos. 7.5.

APLICACIÓN DE LOS ENLACES ICCP

El intercambio de información en tiempo real entre los centros de control se ha vuelto muy crítico, ya que permite la operación de los sistemas eléctricos interconectados. La capacidad de intercambiar la información de los sistemas eléctricos de potencia entre las diferentes áreas de control provee la visibilidad suficiente para la detección de contingencias y el restablecimiento de las condiciones normales de operación del sistema de potencia. Históricamente los centros de control han utilizado protocolos propietarios, como son el WEIC, ELCOM y RP570, para la adquisición de información en tiempo real. El ICCP surgió debido a la necesidad de las organizaciones encargadas de la administración de la energía eléctrica de disponer de un protocolo estándar a nivel internacional para el intercambio de información en tiempo real. Los sistemas computacionales utilizados por los operadores de los sistemas eléctricos de potencia, para la adquisición de datos, ejecución del control y análisis de seguridad, son los denominados SCADA/EMS (Supervisory Control and Data Acquisition/Energy Management System). Los sistemas de control utilizados por las empresas de distribución son los denominados DMS (Distribution Management System) y los sistemas de control utilizados por las empresas de generación son los denominados GMS (Generation Management System). Consecuentemente, los enlaces ICCP tienen su aplicación directa en el intercambio de información en tiempo real entre estos distintos centros de control en los niveles: regional, nacional e internacional.

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TECNICAS DE SEGURIDAD ELECTRICA Como casos prácticos de aplicación en el Perú, se presenta la implementación de los siguientes enlaces ICCP: – Enlace ICCP entre los centros de control de los Integrantes del SEIN del Perú y el Operador coordinador del sistema eléctrico del Perú (COES). Hay muchos enlaces ya establecidos. – Enlace ICCP entre los centros de control de CENACE y el operador del sistema eléctrico de Perú - COES, actualmente en proceso de implementación, permitirá el intercambio de información en tiempo real de las subestaciones: Machala de Ecuador y Zorritos y Talara de Perú; lo cual permitirá la supervisión operativa de la interconexión eléctrica entre Ecuador y Perú.

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8. CONCLUSIONES Se consideran inapropiadas las siguientes acciones:     

El uso de los números operativos con fines ajenos a la operación, salvo casos de urgencia y no existan otros medios. El uso de sobrenombres o apodos: chino, chato, tío, tigre,… El uso de lenguaje impropio con palabras obscenas y/o de excesiva confianza. El uso de comentarios mal intencionados o bromas. Conferencias de índole privado.

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Durante las comunicaciones operativas debe tenerse en cuenta:       

El uso del “Protocolo de Comunicaciones”. Responsabilidad y seriedad en el manejo de los equipos. Informar cualquier anormal a que se detecte en el equipo al personal disponible. Estar atento y responder las llamadas rápidamente. Identifíquese Hablar a velocidad normal. No comer mientras se esté hablando Si va a dejar el teléfono, avise, no de la sensación de no estar escuchando Tener como apoyo una libreta y lápiz.

9. BIBLIOGRAFIA • • • • •

http://www.coes.org.pe/dataweb3/2010/d/directivas/d605.pdf http://es.slideshare.net/ReddeEnergiadelPeru/ccrep-protocolode-comunicaciones. http://www.indeci.gob.pe/contenido.php?item=MTg0 http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/pdf/2013/InformeNo.0426-2013-GART.pdf. http://www.minem.gob.pe/archivos/prepublicacion-

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12zqzk23zz064.pdf. https://pirhua.udep.edu.pe/bitstream/handle/123456789/1860 /MAS_IME_002.pdf?sequence=1

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ANEXOS

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