“AÑO DEL BICENTENARIO DEL PERÚ: 200 AÑOS DE INDEPENDENCIA”
Sábado  27 de febrero  de 2021
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO
ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN
EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN N° 030-2021-OS/CD
PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL
COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA
DEL SEIN N° 04 ENSAYOS PARA LA
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA
MÍNIMA DE LAS UNIDADES DE
GENERACIÓN DEL SEIN
SEPARATA ESPECIAL
2
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 27 de febrero de 2021  /
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO
ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA
Y MINERÍA OSINERGMIN N° 030-2021-OS/CD
Lima, 25 de febrero de 2021
CONSIDERANDO
Que, mediante Ley N° 28832,  Ley para Asegurar el Desarrollo E?ciente de la Generación  Eléctrica, se estableció en el
literal b) de su artículo 13, que una de las funciones de interés público a cargo del COES es elaborar los procedimientos
en materia de operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo, los cuales son presentados a Osinergmin
para su aprobación.
Que,  con  Decreto Supremo  N°  027-2008-EM,  se  aprobó el  Reglamento  del  Comité  de Operación  Económica  del
Sistema, en cuyo artículo 5.1 se detalla  que el COES, a través de su Dirección Ejecutiva, debe elaborar las  propuestas
de Procedimientos  Técnicos  en materia  de operación  del SEIN.  Para tal  efecto,  en su  artículo 5.2  se prevé  que  el
COES debe contar con una Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos aprobada por Osinergmin, la cual incluirá,
como mínimo,  los objetivos, plazos,  condiciones, metodología,  forma, responsables, niveles  de aprobación  parciales,
documentación y estudios de sustento;
Que, mediante Resolución N° 476-2008-OS/CD  se aprobó la Guía de Elaboración  de Procedimientos Técnicos (Guía),
estableciéndose  el  proceso y  los  plazos  que  deben  seguirse  para la  aprobación  de  los  Procedimientos  Técnicos
COES. Esta  Guía fue modi?cada  posteriormente con las Resoluciones  N° 088-2011-OS/CD, N°  272-2014-OS/CD, N°
210-2016-OS-CD,
y N° 090-2017-OS/CD;
Que, conforme a lo dispuesto  en el artículo 6.1 de la Guía,  la propuesta de Procedimiento  Técnico debe estar dirigida
a  Osinergmin  adjuntando  los  respectivos  estudios   económicos,  técnicos  y  legales  que  sustenten  su  necesidad.
Según  lo dispuesto  en el  artículo  7 de la  Guía, los  meses en  los cuales  se reciben  las  propuestas  en Osinergmin
son: abril,  agosto  y diciembre.  Osinergmin  recibirá  las propuestas  de Procedimientos   Técnicos que  se encuentren
previstas en el  Plan Anual; excepcionalmente,  cuando se justi?que  de forma sustentada,  podrá admitirse  propuestas
en periodo  distinto;
Que,  mediante   Decreto  Supremo   N°  040-2017-EM,   se  modificó   el  artículo   96  del  Reglamento   de  la  Ley  de
Concesiones  Eléctricas  (RLCE),  y se dispuso  que la  información  de las unidades  de generación  a  ser usada en  la
programación  de  la operación  del  SEIN, como  la correspondiente   a: (i)  tiempo de  arranque,  (ii) potencia  mínima,
(iii)  tiempo mínimo  de operación   y (iv) tiempo  mínimo  entre  arranques,  y cualquier  otra  de naturaleza  similar  que
implique  una  “Inflexibilidad  Operativa”   de la  unidad,  será  entregada  con el  respectivo  sustento  técnico  al  COES
y a OSINERGMIN,   pudiendo  este último  disponer  las acciones  de supervisión   y/o fiscalización   correspondientes;
Que, mediante Resolución N° 161-2019-OS/CD, se aprobó el “Procedimiento  para la Supervisión de los Parámetros de
las In?exibilidades Operativas de las Unidades de  Generación del SEIN”, el cual establece, en su Segunda Disposición
Complementaria Final, que el COES debía remitir la propuesta del Procedimiento Técnico “Ensayos para la determinación
de la Potencia Mínima de las unidades de generación”;
Que,  mediante  carta COES/D-1484-2019,  el  COES  remitió  a  Osinergmin  la correspondiente  propuesta  del  nuevo
Procedimiento  Técnico  del  COES  “Ensayos   para  la  Determinación  de  la  Potencia  Mínima   de  las  Unidades  de
Generación del SEIN”, con el  objetivo de establecer el proceso, criterios y  metodología para efectuar los ensayos para
la determinación  de la Potencia Mínima  de las Unidades  de Generación hidroeléctrica  y termoeléctrica, considerando
aspectos relacionados al cumplimiento de lo indicado en la Resolución N° 161-2019-OS/CD;
Que, de  conformidad con  el numeral  8.1 de  la Guía,  mediante O?cio  N° 325-2020-GRT  del 02  de abril  de 2020  se
remitieron al COES las observaciones a la propuesta alcanzada. Con fecha 03 de junio de 2020, el COES remitió a través
de la Ventanilla Virtual del Osinergmin, la carta COES/D-322-2020 del 20 de mayo de 2020, mediante la cual presenta la
subsanación de dichas observaciones;
Que,  con Resolución   N° 090-2020-OS/CD,   se dispuso   la publicación  del  proyecto  de  resolución  que  aprueba  el
nuevo  Procedimiento  Técnico  del COES,  de conformidad   con lo  establecido  en el  numeral  8.3 de la  Guía y  en el
artículo  14 del Reglamento  aprobado  con  Decreto  Supremo N°  001-2009-JUS,  y en el  artículo  25 del Reglamento
General  de Osinergmin,   aprobado  mediante  Decreto  Supremo  N° 054-2001-PCM,   otorgando  un  plazo de  treinta
(30)
días  calendario,   a  fin  de  que  los  interesados   remitan   sus  comentarios   y  sugerencias   a  la  Gerencia  de
Regulación  de Tarifas;
Que, con  Resolución N°  129-2020-OS/CD se amplió  el plazo  hasta el  15 de  setiembre de 2020  para la  remisión de
comentarios y/o sugerencias al proyecto del nuevo Procedimiento Técnico del COES;
Que, los comentarios presentados dentro del plazo son de las empresas: Sociedad Minera Cerro Verde S.A., Electroperú
S.A., Inland Energy S.A.C., Termochilca S.A., Enel Generación Perú S.A.A., Engie Energía Perú S.A. y Kallpa Generación
S.A., y del COES,  los cuales, han sido analizados  en el Informe Técnico N° 136-2021-GRT y  el Informe Legal N° 137-
2021-GRT,
previo cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 5.3 del Reglamento del COES, habiéndose acogido aquellos
que contribuyen con el objetivo del procedimiento técnico, correspondiendo la aprobación ?nal del procedimiento;
Que, el Informe Técnico  N° 136-2021-GRT de la División de  Generación y Transmisión Eléctrica y  el Informe Legal N°
137-2021-GRT
de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas, complementan la motivación que sustenta
la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin;
El Peruano / Sábado 27 de febrero de 2021
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De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto
Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo E?ciente de la Generación Eléctrica”;
en el Reglamento del  Comité de Operación Económica del  Sistema (COES), aprobado mediante Decreto  Supremo N°
027-2008-EM;
y en la  “Guía de Elaboración de Procedimientos  Técnicos”, aprobada con Resolución N°  476-2008-OS/
CD; así como en sus normas modi?catorias y complementarias;
Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión N° 06-2021.
SE RESUELVE
Artículo 1°.- Aprobar el nuevo Procedimiento Técnico  del COES N° 04 “Ensayos para la Determinación  de la Potencia
Mínima de las Unidades de Generación del SEIN” contenido en el Anexo de la presente resolución.
Artículo 2°.- Disponer la publicación de la presente resolución en el diario o?cial El Peruano y su Anexo, y consignarlos,
conjuntamente  con el  Informe  Técnico N°  136-2021-GRT  y  el Informe  Legal  N° 137-2021-GRT  de  la Gerencia  de
Regulación de Tarifas, en el portal de internet de Osinergmin: http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-
GRT-2021.aspx Estos informes son parte integrante de la presente resolución.
JAIME MENDOZA GACON
Presidente del Consejo Directivo
Anexo
PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SEIN
ENSAYOS PARALADETERMINACIÓN  DE LAPOTENCIAMÍNIMADE  LAS UNIDADES DE GENERACIÓN DEL SEIN
Aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 030-2021 -OS/CD, publicada 27 de febrero de 2021
1
OBJETIVO
Establecer el  procedimiento  para efectuar  los ensayos,  la  determinación y  aplicación de  la Potencia  Mínima  de las
Unidades de Generación hidroeléctrica y termoeléctrica en cada uno de sus Modos de Operación.
2
BASE LEGAL
2.1
2.2
2.3
2.4
Decreto Ley N° 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas.
Ley N° 23560 – Sistema Legal de Unidades de Medida del Perú
Ley N° 28832.- Ley para Asegurar el Desarrollo E?ciente de la Generación Eléctrica.
Decreto Legislativo N° 1002  - Decreto Legislativo de Promoción de  la Inversión para la Generación  de Electricidad
con el Uso de Energías Renovables.
2.5
2.6
2.7
2.8
Decreto Supremo N° 009-93-EM - Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
Decreto Supremo N° 037-2006-EM - Reglamento de Cogeneración.
Decreto Supremo N° 027-2008-EM - Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema.
Decreto  Supremo N°  040-2017-EM  - Modi?ca  disposiciones  aplicables a  la  programación y  coordinación  de la
operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
2.9
Resolución Directoral Nº 014-2005- EM- DGE, Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real
de los Sistemas Interconectados.
2.10
Resolución  OSINERGMIN N°  161-2019-OS/CD -  Procedimiento  para la  Supervisión de  los  Parámetros de  las
In?exibilidades Operativas de las Unidades de Generación del SEIN.
2.11
Estatutos del COES.
3
PRODUCTO
3.1
Informe Técnico de Ensayo de la Potencia Mínima de las Unidades de Generación hidroeléctrica y termoeléctrica en
cada uno de sus Modos de Operación.
4
DEFINICIONES Y ABREVIATURAS
Para la aplicación del presente procedimiento, se utilizará la siguiente abreviatura:
4.1
EPMin: Ensayo(s) de Potencia Mínima.
PMin: Potencia Mínima, expresado en MW.
4
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ITE: Informe Técnico de Ensayo de la Potencia Mínima.
PSO: Programa Semanal de Operación.
PDO: Programa Diario de Operación.
4.2
Las de?niciones  utilizadas están  precisadas en el  Glosario de Abreviaturas  y De?niciones  de los  Procedimientos
Técnicos del COES y en la normatividad señalada en la Base Legal.
5
RESPONSABILIDADES
5.1
Del COES
5.1.1
Revisar que la información entregada  por el Generador Integrante del COES sea  conforme a lo establecido en el
numeral 7.2. Producto de esta revisión, podrá solicitar aclaraciones, modi?caciones o información adicional.
5.1.2
5.1.3
Aprobar la programación del EPMin cuando se cumplan los requisitos del presente Procedimiento Técnico.
Participar como veedor en  los EPMin, pudiendo efectuar observaciones o  aclaraciones, relativas a lo establecido
en el presente Procedimiento Técnico.
5.1.4
Aplicar la PMin  contenida en el ITE.  En caso el COES producto  de su revisión encontrara  observaciones al ITE,
éstas serán remitidas al Generador para su respectiva subsanación en un nuevo ITE.
El COES aplicará la PMin contenida en el nuevo  ITE, ya sea que el Generador hubiera modi?cado la PMin producto de
las observaciones o mantenga el mismo valor.
En  caso  producto de  la  revisión  a  la  subsanación  del  Generador vía  el  nuevo  ITE,  el  COES  determine que  las
observaciones  no  fueron subsanadas  adecuadamente  y/o  encuentre  nuevas  observaciones, deberá  informarlas  al
Osinergmin debidamente sustentadas en el mes inmediato posterior.
El COES aplicará el valor de la PMin remitida por OSINERGMIN, cuando éste modi?que el valor que venía aplicando.
5.1.5
5.1.6
5.1.7
Informar a Osinergmin en los casos de suspensión el EPMin indicados en el numeral 7.5.
Informar al Osinergmin los incumplimientos señalados en el numeral 9.
Publicar en su portal web institucional, el ITE de los Generadores que contenga la PMin que aplicará el COES, así
como la comunicación de Osinergmin que la modi?que.
5.2
De los Generadores Integrantes del COES
5.2.1
5.2.2
5.2.3
Realizar los ensayos para la determinación de la PMin conforme a la programación referida en el numeral 5.1.2.
Presentar al COES la información establecida en el numeral 7.2.
Asumir los gastos derivados de la realización  del EPMin de la Unidad de Generación de su titularidad, incluyendo
los gastos por repetición del EPMin debido a la suspensión del mismo.
5.2.4
Designar  la Empresa  Consultora, que  ejecutará  el EPMin,  la  cual deberá  cumplir  lo señalado  en  el Anexo  3
“Requerimientos mínimos de la empresa consultora” del presente Procedimiento.
5.2.5
5.2.6
Presentar al COES y al OSINERGMIN, en formato digital, el ITE de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.
Absolver las observaciones y requerimientos realizados por el COES.
6
ALCANCES, OPORTUNIDAD Y PLAZOS
6.1
Alcances
6.1.1
Este procedimiento comprende a todas las Unidades de Generación en Operación Comercial en el COES y aquellas
para las cuales sus titulares hayan solicitado el ingreso en Operación Comercial.
6.1.2
Para la  aplicación  del presente  procedimiento, deberá  utilizarse  el Sistema  Internacional de  Unidades (SI)  de
acuerdo con lo establecido en la Ley N° 23560.
6.2
Oportunidad de realizar los EPMin
Las nuevas  Unidades de  Generación hidroeléctrica y  termoeléctrica en  cada uno de  sus Modos  de Operación,
6.2.1
contarán con un plazo máximo de  un (1) mes para la realización de sus EPMin, contado  a partir de la aprobación de la
Operación Comercial. En estos casos se  aplicará como PMin los valores declarados por el Generador Integrante  titular
hasta la presentación del ITE correspondiente, luego de ello se aplicará el valor indicado en el ITE.
6.2.2
Cuando el Generador Integrante titular, solicite actualizar el valor de la PMin de su Unidad de Generación, luego de un
mantenimiento mayor (overhaul) o de una repotenciación o después de una conversión a ciclo combinado o en general cuando
las premisas técnicas que sustentaron dicho valor de la PMin hayan sufrido modi?caciones para lo cual presentará el sustento
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correspondiente, deberá efectuar su EPMin en un plazo máximo de un (1) mes luego de la declaración de disponibilidad.
6.3
Plazos
6.3.1
El COES establecerá en el respectivo PSO, así como en el PDO correspondiente, el día y hora para la realización
del EPMin, para lo cual el  Generador Integrante titular deberá enviar al COES la solicitud respectiva  como mínimo diez
(10) días hábiles antes de la fecha tentativa para el ensayo; adjuntando a dicha solicitud la siguiente información:
a) Para las Unidades de Generación hidroeléctrica, lo indicado en el numeral 7.2.1.
b) Para las Unidades de Generación termoeléctrica en  cada uno de sus modos de operación, lo indicado en el numeral
7.2.2.
c)  Para las  Unidades  de Generación  termoeléctrica  con  recurso energético  biomasa  y Centrales  de  Cogeneración
Cali?cada en cada uno de sus modos de operación, lo indicado en el numeral 7.2.3.
El COES cancelará la programación y  ejecución del EPMin, cuando la información requerida en el  numeral 7.2.1, 7.2.2
o 7.2.3,  según corresponda, no  se encuentre  completa como mínimo  cinco (5) días  hábiles antes  del ensayo. En  un
plazo no menor a tres (3) días hábiles antes del ensayo, el  COES con?rmará al Generador Integrante titular la fecha de
realización del ensayo y comunicará la designación del Veedor del COES.
6.3.2
En un plazo no mayor a quince (15) días hábiles de culminado el EPMin correspondiente, el Generador Integrante
titular presentará el  ITE al COES y  al OSINERGMIN. En caso de  identi?car observaciones al ITE,  dentro del plazo de
quince (15) días hábiles,  el COES requerirá la subsanación de  las mismas, para lo cual el  Generador dispondrá de un
plazo máximo de quince (15) días hábiles de recibido el requerimiento. El COES revisará la subsanación presentada por
el Generador en un plazo de quince (15) días hábiles; asimismo, si el COES determina que las observaciones no fueron
subsanadas adecuadamente y/o encuentre nuevas observaciones, deberá informar de ello al OSINERGMIN.
6.3.3
El COES informará  a OSINERGMIN los casos de  incumplimiento indicados en el  numeral 9 en un plazo  de diez
(10)
días hábiles.
7
EJECUCIÓN DEL EPMin
Asistentes al EPMin
En el EPMin estarán presentes los siguientes representantes:
Un representante designado por el Generador Integrante.
7.1
7.1.1
Dicho representante tiene bajo su responsabilidad la operación de la Unidad de Generación durante el ensayo.
Así mismo es responsable del personal de la planta que tiene a su cargo la coordinación y supervisión de los equipos de
adquisición y registro de datos requeridos para el ensayo.
7.1.2
El COES designará a un representante en calidad de veedor.
El representante  del  COES es  el veedor  del EPMin,  el cual  veri?cará la  ejecución del  EPMin conforme  al  presente
Procedimiento.
7.1.3
El Jefe de Ensayo y su equipo técnico, como responsables de efectuar las mediciones, pertenecientes a la Empresa
Consultora.
El Jefe de  Ensayo será el responsable técnico  del EPMin, como tal decidirá  los aspectos técnicos relacionados con  la
medición y será de su entera responsabilidad resolver cualquier aspecto técnico referido a las mediciones a  efectuarse.
No le compete maniobrar ni operar la unidad que se ensaya.
7.2
Información técnica requerida para el EPMin
Previo a la ejecución del EPMin, el Generador Integrante remitirá al COES la siguiente información:
Para la Unidad de Generación hidroeléctrica a ensayar:
7.2.1
a) Especi?caciones técnicas, de acuerdo a los formatos (TDT-CH) mostrados en el capítulo 3 del Anexo 1.
b)  Tablas de  variables  primarias y  secundarias  debidamente  completadas de  la  Unidad de  Generación  a  ensayar,
conforme a  los formatos (VP-UCH,  VS-UCH), mostrados en  el capítulo 1 del  Anexo 1. En  caso, sea necesario  incluir
alguna(s)  variable(s)  primaria(s)  adicional(es),  tales  como  limitaciones  o  condiciones  operativas  impuestas  por  el
fabricante, diseñador  y/o  constructor de  la planta  de generación,  el uso  del agua,  medio ambiente  y/o  restricciones
ambientales; el Generador Integrante deberá adjuntar el respectivo sustento.
c) Certi?cado de calibración o contrastación vigente de los equipos de medición a utilizarse durante los EPMin, correspondiente
a las variables primarias, con una antigüedad no mayor a la indicada en el mismo certi?cado o en su  defecto 1 año. Dichos
certi?cados deberán ser emitidos por una empresa externa especializada a nivel nacional o internacional; en caso algún equipo
de medición no pueda contar con un certi?cado emitido por una empresa externa, y que el uso de instrumentos proporcionados
por la  Empresa Consultora no sea  posible dada las  características particulares de  la Unidad de  Generación, lo cual será
corroborado y  sustentado por el  Jefe de Ensayo como  parte de su  Plan de Ensayo,  los certi?cados de  calibración serán
sustentados por el propio Generador Integrante mediante documentación interna que acredite la exactitud del instrumento.
6
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d) Memoria  descriptiva, manuales de  operación y  parámetros críticos del  funcionamiento del motor  primo: elementos
principales, principios  de funcionamiento, manual  de operación,  parámetros críticos para  el funcionamiento del  motor
primo a potencia mínima.
e) Diagramas de Procesos e Instrumentación (P&ID) de los principales lazos de control del motor primo, generador.
f) Esquema Uni?lar General incluido los servicios auxiliares propios de la Unidad de Generación bajo ensayo.
g) Descripción de la situación operativa de la  Unidad de Generación a ensayar: indicar cualquier situación anormal que
podría limitar la potencia mínima de la unidad.
h) Programa previsto de ejecución de los EPMin.
i) Valor previsto de PMin a alcanzar durante el EPMin, de acuerdo a los siguientes lineamientos:
Calcular el valor de PMin a partir de la ecuación?G?G??(1).??G??G?
??
?????G??????????
?????
g???
????
Donde:
PMin : Potencia Mínima (kW)
? : Densidad del agua (kg/m , 20º C)
g : Aceleración de gravedad (9.8 m/s
Qmin : Caudal mínimo turbinable, de?nido por el Generador Integrante (m
3
2
)
3
/s)
Hn : Altura neta, considerando el nivel medio del embalse o cámara de carga, según corresponda (m)
?turbina : E?ciencia de turbina (%)
?generador : E?ciencia del generador eléctrico (%)
7.2.2
Para las Unidades de Generación termoeléctrica en cada uno de sus Modos de Operación a ensayar:
a) Especi?caciones técnicas, de acuerdo  a los formatos (ET-TG, ET-TV, ET-CV, ET-MR) mostrados  en el capítulo 3 del
Anexo 2.
b) Tablas de variables primarias y secundarias debidamente completadas de acuerdo con las características y  Modo de
Operación de la Unidad de Generación a ensayar, conforme a los Formatos (VP-CC, VS-CC, VP-CS, VS-CS, VP-TV, VS-
TV, VP-MR, VS-MR), indicados en el capítulo 1 Anexo 2. En caso, sea necesario incluir alguna(s) variable(s) primaria(s)
adicional(es), tales  como limitaciones o  condiciones operativas impuestas  por el fabricante,  diseñador y/o constructor
de la planta de generación, el uso del agua, medio ambiente  y/o restricciones ambientales, inestabilidades presentadas
en las bombas de agua de alimentación ante un ?ujo mínimo y en la atemperación de las  diferentes etapas de vapor; el
Generador Integrante deberá adjuntar su sustento.
c)  Certi?cado  de  calibración  o contrastación  vigente  de  los  equipos  de  medición  a  utilizarse  durante  los  EPMin,
correspondiente a  las variables  primarias, con  una antigüedad  no mayor  a la  indicada en  el mismo  certi?cado o  en
su defecto 1  año. Dichos certi?cados  deberán ser emitidos  por una empresa externa  especializada a nivel  nacional o
internacional; en caso algún equipo de medición no pueda contar con un certi?cado emitido por una empresa externa, y
que el uso de instrumentos proporcionados por la Empresa Consultora no sea posible dada las características particulares
de la  Unidad de Generación, lo  cual será corroborado  y sustentado por  el Jefe de Ensayo  como parte de  su Plan de
Ensayo, los certi?cados de  calibración serán sustentados por el propio  Generador Integrante mediante documentación
interna que acredite la exactitud del instrumento.
d) Memoria  descriptiva, manuales de  operación y  parámetros críticos del  funcionamiento del motor  primo: elementos
principales, principios  de funcionamiento, manual  de operación,  parámetros críticos para  el funcionamiento del  motor
primo a potencia mínima.
e) Diagramas  de Procesos  e Instrumentación  (P&ID) de los  principales lazos  de control  del motor  primo, generador,
caldera y recuperador de calor, según corresponda.
f) Esquema Uni?lar General incluido los servicios auxiliares propios de la Unidad de Generación bajo ensayo.
g) Descripción de la situación operativa del Modo de Operación a ensayar: indicar cualquier situación anormal que podría
limitar la potencia mínima de la unidad.
h) Programa previsto de ejecución de los EPMin; así como el valor previsto de mínima potencia a alcanzar.
7.2.3
Para  el caso  de  las Unidades  de  Generación termoeléctrica  con  recurso energético  biomasa  y Centrales  de
Cogeneración Cali?cada en cada uno de sus Modos de Operación a ensayar:
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a) Especi?caciones técnicas, de acuerdo  a los formatos (ET-TG, ET-TV, ET-CV, ET-MR) mostrados  en el capítulo 3 del
Anexo 2.
b) Tablas de variables primarias y secundarias debidamente completadas de acuerdo con las características y  Modo de
Operación de la Unidad de Generación a ensayar, conforme a los Formatos (VP-CC, VS-CC, VP-CS, VS-CS, VP-TV, VS-
TV, VP-MR, VS-MR), indicados en el capítulo 1 Anexo 2. En caso, sea necesario incluir alguna(s) variable(s) primaria(s)
adicional(es), el Generador Integrante deberá adjuntar como sustento la recomendación del fabricante y/o del Generador
Integrante cuando corresponda a la con?guración de proceso de generación asociado.
c)  Certi?cado  de  calibración  o contrastación  vigente  de  los  equipos  de  medición  a  utilizarse  durante  los  EPMin,
correspondiente a  las variables  primarias, con  una antigüedad  no mayor  a la  indicada en  el mismo  certi?cado o  en
su defecto 1  año. Dichos certi?cados  deberán ser emitidos  por una empresa externa  especializada a nivel  nacional o
internacional; en caso algún equipo de medición no pueda contar con un certi?cado emitido por una empresa externa, y
que el uso de instrumentos proporcionados por la Empresa Consultora no sea posible dada las características particulares
de la  Unidad de Generación, lo  cual será corroborado  y sustentado por  el Jefe de Ensayo  como parte de  su Plan de
Ensayo, los certi?cados de  calibración serán sustentados por el propio  Generador Integrante mediante documentación
interna que acredite la exactitud del instrumento.
d) Memoria  descriptiva, manuales de  operación y  parámetros críticos del  funcionamiento del motor  primo: elementos
principales, principios  de funcionamiento, manual  de operación,  parámetros críticos para  el funcionamiento del  motor
primo a potencia mínima.
e) Diagramas  de Procesos  e Instrumentación  (P&ID) de los  principales lazos  de control  del motor  primo, generador,
caldera, recuperador de  calor, proceso de generación  de la fuente de  calor que la Unidad  de Generación utilice como
fuente de  energía  primaria y  el proceso  que hacen  que  compartan el  calor generado  por la  fuente  primaria, según
corresponda.
f) Esquema Uni?lar General incluido los servicios auxiliares propios de la Unidad de Generación bajo ensayo.
g) Descripción de la situación operativa del Modo de Operación a ensayar: indicar cualquier situación anormal que podría
limitar la potencia mínima de la unidad.
h) Programa previsto de ejecución de los EPMin; así como el valor previsto de mínima potencia a alcanzar.
7.2.4
El programa previsto de ejecución  de los EPMin, indicado en los literales  h) de los numerales 7.2.1, 7.2.2 y  7.2.3
incluirá un  Plan de Ensayo  realizado por el  Jefe de  Ensayo; asimismo, previo  a la realización  del EPMin, y  luego de
analizar la información técnica que se le ha proporcionado para el desarrollo del Plan de Ensayo correspondiente, el Jefe
del Ensayo realizará un reconocimiento  físico de la central de generación, lo cual  constará en dicho Plan de Ensayo, a
?n de veri?car las condiciones en las que se encuentran las unidades y sus instrumentos de medición ?jos, con el objeto
de constatar que las unidades se hallen dispuestas  para la medición. En la inspección a realizarse se debe veri?car los
datos de placa de la unidad a ensayar, los datos de placa de los instrumentos a emplear y cualquier condición que pueda
afectar el desarrollo del EPMin.
7.2.5
El Generador Integrante titular podrá solicitar al COES el tratamiento de determinada información como con?dencial.
7.3
Condiciones que deben cumplirse durante el desarrollo del EPMin
7.3.1
El EPMin de las Unidades  de Generación deben considerar que se alcance la  PMin en condiciones de operación
normal y estable.
7.3.2
No  serán considerados  límites  o  condiciones  operativas impuestas  por  los  servicios auxiliares  y  sistema  de
transmisión.
7.3.3
Las Variables Primarias pertenecen  a parámetros de funcionamiento de las  unidades motrices y los generadores
eléctricos asociados, requieren ser monitoreados para garantizar las condiciones de estabilidad. Las Variables Primarias
a medir durante el EPMin son las indicadas en el capítulo 1 del Anexo 1 o capítulo 1 del Anexo 2, según corresponda.
7.3.4
7.3.5
Las Variables Secundarias son las indicadas en el capítulo 1 delAnexo 1 o capítulo 1 delAnexo 2, según corresponda.
Registro de alarmas de variables  producidas durante el EPMin y que  hayan superado los valores indicados en el
capítulo 1 del Anexo 1 o capítulo 1 del Anexo 2, según corresponda.
7.3.6
El Generador Integrante, como mínimo, debe garantizar la medición y registro de las variables primarias, indicadas
en el capítulo 1 del Anexo 1 o capítulo 1 del Anexo 2, según corresponda.
7.3.7
No estará permitido modi?car ningún límite operativo determinado por alarmas y/o bloqueos de equipos primarios y
secundarios antes y/o durante el ensayo. Esto se veri?cará con la información presentada según el inciso b) del numeral
7.2.1
o 7.2.2 o 7.2.3, según corresponda.
7.3.8
7.3.9
Durante los EPMin, las Unidades de Generación, no brindarán el servicio de Regulación de Frecuencia.
Para las centrales hidroeléctricas cuyas unidades  de generación sean de iguales características (marca y modelo), la
PMin de la central  será igual a la PMin individual  de una (1) unidad de Generación.  En este caso el Generador Integrante
deberá realizar el  EPMin correspondiente para una (1)  unidad del conjunto seleccionada aleatoriamente.  Si hay diferentes
Unidades de Generación en el conjunto se tomará como PMin de la central, la Pmin de la unidad que presente el menor valor.
7.3.10
Para las  centrales termoeléctricas  cuyas Unidades  de Generación  sean motores  reciprocantes a  ciclo Otto  o
8
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 27 de febrero de 2021  /
Diésel y estén conformados por dos (2) o  más Unidades de Generación de iguales características (marca y modelo), la
PMin de la central será igual a la PMin individual de una (1) unidad. En este caso el Generador deberá realizar el EPMin
correspondiente para una (1) unidad del conjunto seleccionada aleatoriamente. Si hay diferentes unidades en el conjunto
se tomará como PMin de la central, la Pmin de la unidad que presente el menor valor.
7.3.11
Para las centrales termoeléctricas cuyas Unidades de Generación sean turbinas a gas o turbinas a vapor y estén
conformados por  un número mayor de  una (1) Unidad  de Generación de  iguales características (marca  y modelo), la
PMin de la central será igual a la PMin individual de una (1) unidad. En este caso el Generador deberá realizar el EPMin
correspondiente para una (1) unidad del conjunto, seleccionada aleatoriamente. Si hay diferentes unidades en el conjunto
se tomará como PMin de la central, la Pmin de la unidad que presente el menor valor.
7.4
Desarrollo del EPMin
7.4.1
Para las Unidades de Generación hidroeléctrica, el EPMin está destinado a comprobar la operatividad de la Unidad
de Generación a PMin. El proceso de ejecución del ensayo será el siguiente:
7.4.1.1
El EPMin,  se inicia  con el  proceso de  generación desde  el valor  de mínima  potencia  (valor informado  en el
numeral 7.2.1).
7.4.1.2
En caso se active alguna de las alarmas de las variables primarias, durante el proceso de generación a la potencia
indicada en el numeral anterior, se procederá  a subir la generación de manera escalonada, hasta que se comprueba  la
no activación de  dichas alarmas. Este nuevo punto  de operación reemplaza el valor  de mínima potencia informado en
el numeral 7.2.1. El escalón no podrá ser mayor al cinco por ciento (5%) de la Potencia Efectiva vigente de la Unidad de
Generación bajo ensayo.
7.4.1.3
En caso  no se  active alguna alarma  de las  variables primarias, a  la potencia  indicada en el  numeral 7.4.1.1,
el Generador  Integrante podrá  reducir la generación  de manera  escalonada hasta  que las condiciones  de operación
se continúen manteniéndose  normal y estable. En  tal supuesto, este nuevo  punto de operación reemplaza  el valor de
mínima potencia informado en el numeral 7.2.1.
Los escalones no podrán ser mayores al cinco por ciento (5%) de la Potencia Efectiva vigente de la Unidad de Generación
bajo ensayo.
7.4.1.4
Cuando la Unidad de Generación alcance el valor de mínima potencia, no deberá presentar alarmas de ninguna
variable (s) primaria(s) y su operación será estable.
7.4.1.5
7.4.1.6
El tiempo de funcionamiento al valor de mínima potencia, indicada en el numeral 7.4.1.4, será como mínimo 30 minutos.
Luego se procederá a dar por ?nalizada la ejecución del EPMin.
7.4.2
Para las Unidades de Generación termoeléctrica en cada uno de sus Modos de Operación, el EPMin está destinado
a comprobar la operatividad de la Unidad de Generación a PMin. El proceso de ejecución del ensayo será el siguiente:
7.4.2.1
El EPMin,  se inicia  con el  proceso de  generación desde  el valor  de mínima  potencia  (valor informado  en el
numeral 7.2.2 o 7.2.3).
7.4.2.2
En caso se active alguna de las alarmas de las variables primarias, a la potencia indicada en el numeral anterior,
se procederá a subir la generación de manera escalonada, hasta que se comprueba la no activación de dichas alarmas.
En tal supuesto, este nuevo punto de operación reemplaza el valor de mínima potencia informado en el numeral 7.2.2 o
7.2.3.
Los escalones no podrán ser mayores al cinco por ciento (5%) de la Potencia Efectiva vigente de la Unidad de Generación
en el correspondiente Modo de Operación ensayado.
7.4.2.3
En caso no  se active alguna alarma de  las variables primarias, a la  potencia indicada en el numeral  7.4.2.1, el
Generador Integrante deberá reducir la generación de manera escalonada hasta que se active alguna de dichas alarmas.
En tal supuesto, el valor de mínima potencia será igual al valor de generación del escalón inmediato anterior.
Los escalones no podrán ser mayores al cinco por ciento (5%) de la Potencia Efectiva vigente de la Unidad de Generación
en el correspondiente Modo de Operación ensayado.
En caso  no se  logre obtener la  mínima potencia  conforme lo indicado  en el  presente numeral,  el COES informará  a
OSINERGMIN para las acciones de supervisión que correspondan.
7.4.2.4
Cuando la Unidad de Generación alcance el valor de mínima potencia, no deberá presentar alarmas de ninguna
variable(s) primaria(s) y su operación será estable.
7.4.2.5
El tiempo de funcionamiento al valor  de mínima potencia, indicada en el numeral 7.4.2.4, será  como mínimo 30
minutos.
7.4.2.6
Luego se procederá a dar por ?nalizada la ejecución del EPMin.
7.4.3
Los registros de las mediciones de las Variables Primarias y Secundarias se deben realizar simultáneamente y con
una resolución no mayor a un minuto. En los casos que este requerimiento no fuere posible, se podrá diferir el momento
de medición  de las variables  que no puedan  ser medidas simultáneamente,  siempre y  cuando sea dentro  del mismo
período de duración del ensayo, lo que deberá constar en el acta de ensayo.
El Peruano / Sábado 27 de febrero de 2021
NORMAS LEGALES
9
7.5
Suspensión del EPMin
7.5.1
El EPMin se suspenderá:
Cuando por causa de Fuerza  Mayor u otras causas ajenas al Generador, se  presenten situaciones que afecten
7.5.1.1
el ensayo, el Generador Integrante podrá solicitar al COES la suspensión y reprogramación del EPMin. Se exceptúan de
esta condición, las limitantes establecidas en el numeral 7.3.2.
7.5.1.2
Cuando durante el ensayo, la Unidad de Generación sale de servicio por tres (3) veces, por fallas atribuibles a la
Unidad de Generación.
7.5.1.3
7.5.1.4
7.5.1.5
Cuando el Generador Integrante no garantice lo indicado en el 7.3.6.
Cuando el Generador Integrante lo solicite.
No se haya acreditado antes del inicio del EPMin los límites de las alarmas de las variables primarias informadas en
el inciso b) del numeral 7.2.1, 7.2.2 o 7.2.3, según corresponda; así como la vigencia de la calibración de los instrumentos
de medición a ser utilizados para registrar las variables primarias.
7.5.2
En los casos de suspensión, el Generador Integrante está obligado a reprogramar el EPMin para que su ejecución
sea dentro de un plazo máximo de dos (2) meses.
7.6
Elaboración del acta de ensayo
7.6.1
Al ?nal del ensayo, el Jefe de Ensayo elaborará el acta de ensayo, la cual será suscrita por él mismo, el representante
del Generador Integrante y el veedor del COES.
7.6.2
El acta de ensayo debe contener información del proceso de ejecución del EPMin, de acuerdo al formato establecido
en el capítulo 2 del Anexo 1 o capítulo 2 del Anexo 2, según corresponda.
8
CONTENIDO DEL ITE
El ITE deberá contener como mínimo lo siguiente:
8.1
8.2
8.3
Memoria descriptiva del EPMin.
Valor de la mínima potencia resultado del EPMin.
Valor de la PMin, sustentado en restricciones identi?cadas durante el EPMin, las cuales hayan sido corroboradas por
el Jefe de Ensayo, mediante el análisis técnico correspondiente, informando el efecto de dichas restricciones en el logro
de un valor de PMin estable basado en los registros de la prueba.
8.4
8.5
Conclusiones.
Anexos: Acta de ensayo del EPMin y registros de mediciones.
9
INCUMPLIMIENTOS
En los siguientes casos de incumplimiento, el COES informará a OSINERGMIN:
9.1
9.2
En los casos de incumplimiento de los plazos o de entrega o contenido de información prevista en el Procedimiento Técnico.
Cuando el Generador  Integrante incumpla con  la ejecución del EPMin,  según lo indicado en  el numeral 6.2.1  o el
6.2.2,
7.3, y 7.4.
9.3
Cuando el Generador Integrante,  no cumpla con absolver las  observaciones o solicitudes efectuadas por  el COES
indicadas en el numeral 5 del presente Procedimiento Técnico.
10
DISPOSICIONES TRANSITORIAS FINALES
El periodo  máximo  para culminar  todos los  ensayos, de  acuerdo con  el  cronograma aprobado  de ensayos  de
10.1
determinación de  la Potencia  Mínima de las  unidades de  Generación del SEIN,  es de  doscientos setenta  (270) días
calendario, contado a partir de la aprobación del presente Procedimiento Técnico.
En tal sentido, el COES publicará en su página web  institucional en un plazo máximo de quince (15) días calendario de
aprobado el presente Procedimiento Técnico, el cronograma indicado en el párrafo anterior.
10.2
Enunplazonomayoraveinte(20)díascalendariodeculminadoelensayocorrespondiente,relacionadoalcronograma
publicado por el COES en aplicación del numeral 10.1, el Generador remitirá el ITE al COES y a OSINERGMIN.
10.3
El  periodo  máximo  para  culminar  los  ensayos  indicados   en la  presente   disposición  podrá  ser  prorrogado
por  OSINERGMIN,   por  la  División   de  Supervisión   de  Electricidad,   cuando   se  presenten   situaciones   que  no
permitan  el  desplazamiento   a  las  centrales  de  generación,   se  ponga  en riesgo   la integridad   de  las  personas,
frente  a disposiciones   de autoridades   que dificulten   su cumplimiento   u otros  casos  similares  previa  justificación
del solicitante.
10
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 27 de febrero de 2021  /
11
ANEXOS
11.1
Anexo 1: Unidades de Generación hidroeléctrica
Capítulo 1: Variables Primarias y Secundarias
Capítulo 2: Formato del acta de ensayo
Capítulo 3: Formatos de Especi?caciones Técnicas
11.2
Anexo 2: Unidades de Generación termoeléctrica en cada uno de sus Modos de Operación
Capítulo 1: Variables Primarias y Secundarias
Capítulo 2: Formato del acta de ensayo
Capítulo 3: Formatos de Especi?caciones Técnicas
11.3
Anexo 3: Requerimientos mínimos de la empresa consultora
ANEXO 1
UNIDADES DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
Capítulo 1: Variables Primarias y Secundarias
Cuadro 1: Variables Primarias
1
Variables Primarias
Potencia activa bruta de la Unidad de Generación
Temperatura de cojinete de empuje (axial)
Temperatura de cojinetes radiales
2
3
4
Temperatura de devanados del estator
Límite sub excitación generador
5
6
Nivel de vibraciones
Cuadro N° 2: Variables Secundarias
Variables Secundarias
1
Caudal turbinado
2
Apertura válvula/distribuidor admisión a turbina
Potencia de servicios auxiliares
Altura bruta de la presa
3
4
Presión  en tubería  de ingreso  y  salida de  la turbina  (esto  último sólo  para turbinas  de
reacción)
5
6
Otros
A continuación, se muestran los formatos con la información para la identi?cación biunívoca entre la señal de medición de
las variables (por ejemplo, Temperatura) a registrar,  la ubicación en el campo del Punto de Medición (Etiqueta  Sensor),
ubicación e identi?cación  del Transmisor de Señal (Etiqueta del  Transmisor), ubicación e identi?cación del  Registrador
(Etiqueta del Registrador); así como los límites de las alarmas nivel 1 y trip.
FORMATO
VP-UCH
VARIABLES PRIMARIAS UNIDAD DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
NOMBRE DE LA CENTRAL
UNIDAD DE GENERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Potencia activa bruta de la Unidad de Generación
kW
El Peruano / Sábado 27 de febrero de 2021
NORMAS LEGALES
11
Temperatura de cojinete de empuje (axial)
Temperatura de cojinetes radiales
Temperatura de devanados del estator
Límite sub excitación generador
Nivel de vibraciones
°C
°C
°C
V
mm/s
FORMATO
VS-UCH
VARIABLES SECUNDARIAS UNIDAD DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
NOMBRE DE LA CENTRAL
UNIDAD DE GENERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Caudal Turbinado
Apertura válvula/distribuidor admisión a turbina
Potencia de servicios auxiliares
Altura bruta de la presa
m /s
3
%
kW
m
Presión en tubería de ingreso y salida de la turbina (esto último
sólo para turbinas de reacción)
kPa
Otros
Capítulo 02: Formato del acta de ensayo
ACTA DE ENSAYO DE POTENCIA MÍNIMA DE LAS UNIDADES HIDROELÉCTRICAS
UNIDADES OPERATIVAS
NOMBRE DE
NOMBRE DE LA
CENTRAL
GENERADOR INTEGRANTE
N° DE UNIDADES
APERTURA DEL ACTA
LUGAR
UNIDADES
1.
FECHA
HORA
2.
PARTICIPANTES
COES
GENERADOR INTEGRANTE
JEFE DE ENSAYO
(Consultor)
(Veedor)
(Representante)
3.
OTROS PARTICIPANTES
GENERADOR INTEGRANTE
Operador de la unidad
Técnico electricista
Técnico mecánico
Técnico Instrumentista
Técnico
en
informática
y
comunicaciones
EMPRESA CONSULTORA
Otros:
4.
HITOS PRINCIPALES
HITO
POTENCIA
(kW)
INICIO
(Hora)
FINAL
(Hora)
Tiempo a mínima potencia
12
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 27 de febrero de 2021  /
5.
RESULTADOS DE LOS ENSAYOS
Anexo A
Acuerdos y consideraciones previas al EPMin
Descripción del Desarrollo del EPMin
Anexo B
Anexo C
Registros de Mediciones de las Variables Primarias
Registros de Mediciones de las Variables Secundarias
Anexo D
Anexo E
Información relevante referidas al comportamiento de las variables operativas durante el ensayo
Observaciones durante el proceso del EPMin.
Observaciones
6.
CIERRE DEL ACTA
FECHA
HORA
LUGAR
7.
SUSCRIPCIÓN
Empresa
Nombre
Firma
Capítulo 03: Formato de especi?caciones técnicas
TURBINAS PELTON
DESCRIPCION
UNIDAD
ESPECIFICADO
1.00
1.01
2.00
2.01
2.02
2.03
2.04
2.05
2.06
2.07
2.08
2.09
2.10
2.11
2.12
2.13
2.14
2.15
2.16
2.17
2.18
3.00
3.01
3.02
3.03
3.04
3.05
4.00
4.01
4.02
Nombre de la Central Hidroeléctrica
Unidad de generación hidroeléctrica
Características Generales:
Fabricante
Cantidad
Und.
mm
Tipo (disposición de eje)
Número de inyectores
Diámetro del rodete
Número de álabes
Fluido
p.h.
Velocidad Nominal
Velocidad especí?ca
Velocidad de embalamiento
Potencia
rpm
rpm
kW
Caudal de diseño
Altura Neta
m /s
3
m
m
Altura Bruta
E?ciencia
%
Nivel de vibraciones
Altitud de casa de Máquinas
Materiales
mm/s
m.s.n.m.
Carcasa
Rodete
Eje
Inyectores
De?ectores
Condiciones Generales:
Antigüedad
Años
Fecha de último mantenimiento mayor
TURBINAS FRANCIS
DESCRIPCION
UNIDAD
ESPECIFICADO
1.00
1.01
2.00
2.01
Nombre de la Central Hidroeléctrica
Unidad de generación hidroeléctrica
Características Generales:
Fabricante
El Peruano / Sábado 27 de febrero de 2021
NORMAS LEGALES
13
DESCRIPCION
UNIDAD
ESPECIFICADO
2.02
2.03
2.04
2.05
2.06
2.07
2.08
2.09
2.10
2.11
2.12
2.13
2.14
2.15
2.16
2.17
2.18
2.19
3.00
3.01
3.02
3.03
3.04
3.05
4.00
4.01
4.02
Cantidad
Und.
Tipo (disposición de eje)
Diámetro del rodete
mm
grados
rpm
Número de álabes del rodete
Número de álabes directrices del distribuidor
Rango de regulación de álabes móviles del distribuidor
Fluido
p.h.
Velocidad Nominal
Velocidad especí?ca
Velocidad de embalamiento
Potencia
rpm
kW
Caudal de diseño
Altura Neta
m /s
3
m
m
Altura Bruta
E?ciencia
%
Nivel de vibraciones
Altitud de casa de Máquinas
Materiales
mm/s
m.s.n.m.
Carcasa
Rodete
Eje
Alabes directrices
Sellos
Condiciones Generales:
Antigüedad
Años
Fecha de último mantenimiento mayor
TURBINAS KAPLAN
DESCRIPCION
UNIDAD
ESPECIFICADO
1.00
1.01
2.00
2.01
2.02
2.03
2.04
2.05
2.06
2.07
2.08
2.09
2.10
2.11
2.12
2.13
2.14
2.15
2.16
2.17
Nombre de la Central Hidroeléctrica
Unidad de generación hidroeléctrica
Características Generales:
Fabricante
Cantidad
Tipo (disposición de eje)
Diámetro del rodete
Número de álabes del rodete
Rango de regulación de álabes del rodete
Número de álabes directrices del distribuidor
Rango de regulación de álabes móviles del distribuidor
Und.
mm
Und.
grados
Und.
grados
Fluido
p.h.
Velocidad Nominal
Velocidad especí?ca
Velocidad de embalamiento
Potencia
Caudal de diseño
Altura Neta
rpm
rpm
kW
m3/s
m
Altura Bruta
m
2.18
E?ciencia
%
2.19
2.20
3.00
3.01
3.02
3.03
Nivel de vibraciones
Altitud de casa de Máquinas
Materiales
Carcasa
Rodete
Eje
mm/s
m.s.n.m.
3.04
3.05
Alabes directrices
Sellos
14
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 27 de febrero de 2021  /
DESCRIPCION
UNIDAD
ESPECIFICADO
4.00
4.01
4.02
Condiciones Generales:
Antigüedad
Fecha de último mantenimiento mayor
Años
GENERADOR
DESCRIPCION
Nombre de la Central Hidroeléctrica
Unidad de generación hidroeléctrica
Generador
UNIDAD
ESPECIFICADO
1.00
1.01
2.00
2.01
2.02
2.03
2.04
2.05
2.06
2.07
2.08
2.09
Fabricante
Modelo
Potencia Nominal
Factor de potencia
Tensión Nominal
Velocidad
Clase de aislamiento
Enfriamiento
kVA
V
rpm
Sistema de excitación
Tensión nominal
Corriente nominal
Tipo de excitación
V
A
2.10
2.11
Tipo de ?jación en la base
Sistema de frenado
Tipo
Materiales
2.12
2.18
2.19
2.20
2.21
2.22
2.23
Sistema de refrigeración de cojinetes
Medición de temperatura de cojinetes
Sistema de medición de temperatura
Peso de aceite
Peso del núcleo
Peso total
kg
kg
kg
Accesorios
Cantidad de termómetros
Detector de temperatura del tipo resistencia
2.24
2.25
Sistema de protección
Parámetros eléctricos
ANEXO 02
UNIDADES DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA EN CADA UNO DE SUS MODOS DE OPERACIÓN
Capítulo 01: Variables Primarias y Secundarias
Cuadro N° 1: Variables Primarias por tipo de Tecnología
Variable
Potencia activa bruta TV
Presión de vapor HP
x
x
x
x
x
x
Temperatura vapor vivo antes la válvula vapor etapa AP
x
x
x
Temperatura vapor antes las válvulas vapor etapa MP
Temperatura de vapor antes de la entrada de BP
Temperatura de vapor de escape etapa BP
Humedad de vapor a la descarga de la TV
Presión del condensador
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Temperatura condensado
Potencia activa bruta TG
x
x
x
Temperatura aire admisión TG
Temperatura escape TG
El Peruano / Sábado 27 de febrero de 2021
NORMAS LEGALES
15
Variable
Posición IGV (Inlet Guide Vanes) TG
Caudal de agua/vapor TG
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Estabilidad de llama de quemadores
Temperatura de cojinetes
x
(*)
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Nivel de vibraciones
x
Potencia activa bruta MR
Temperatura agua de refrigeración MR
Temperatura escape MR
Temperatura intercooler MR
Temperatura aceite lubricante MR
Presión sobrealimentador MR
Velocidad sobrealimentador MR
MR: Motor reciprocante a ciclo Otto y Diésel; TG: Turbina de gas TV: Turbina de Vapor.
(*)
En la caldera
Cuadro N° 02 de Variables Secundarias por tecnología
Variable
Temperatura devanados estator generador TV
Temperatura devanados estator generador TG
Tensión de excitación generador TV
Tensión de excitación generador TG
Presión de combustible TG
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Caudal de combustible TG
Caudal de gases de escape TG
Temperatura devanados estator generador MR
Presión de combustible MR
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Caudal de combustible MR
Potencia activa bruta servicios auxiliares BOP
Temperatura fuente fría refrigeración condensador TV
Temperatura agua descarga refrigeración condensador TV
Temperatura de gases antes sobrecalentador de AP HRSG
Nivel de domo (drum) AP HRSG
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Nivel de domo (drum) PI HRSG
Nivel de domo (drum) BP HRSG
Caudal de combustible
x
x
x
x
x
x
x
x
Caudal de vapor AP a turbina
Cauda de vapor recalentado a turbina
Caudal de agua de atemperación vapor sobrecalentado
Temperatura de vapor sobrecalentado
Nivel de domo
Caudal de aire de combustión
Otros
x
x
x
x
MR: Motor reciprocante a ciclo Otto y Diésel; TG: Turbina de gas TV: Turbina de Vapor.
A continuación, se muestran los formatos con la información para la identi?cación biunívoca entre la señal de medición de
las variables (por ejemplo, Temperatura) a registrar,  la ubicación en el campo del Punto de Medición (Etiqueta  Sensor),
ubicación e identi?cación  del Transmisor de Señal (Etiqueta del  Transmisor), ubicación e identi?cación del  Registrador
(Etiqueta del Registrador); así como los límites de las alarmas nivel 1 y trip.
16
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 27 de febrero de 2021  /
FORMATO
VP-CC
VARIABLES PRIMARIAS CICLO COMBINADO TG+TV
NOMBRE DE LA CENTRAL
MODO DE OPERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Potencia activa bruta TV
Presión de vapor HP
Temperatura vapor vivo antes la válvula vapor etapa
AP
Temperatura vapor antes las válvulas vapor etapa MP
Temperatura de vapor antes de la entrada de BP
Temperatura de vapor de escape etapa BP
Humedad de vapor a la descarga de la TV
Presión del condensador
Temperatura condensado
Potencia activa bruta TG
Temperatura aire admisión TG
Temperatura escape TG
Posición IGV (Inlet Guide Vanes) TG
Caudal de agua/vapor TG
Estabilidad de llama de quemadores
Temperatura de cojinetes
Nivel de vibraciones
FORMATO
VS-CC
VARIABLES SECUNDARIAS CICLO COMBINADO TG+TV
NOMBRE DE LA CENTRAL
MODO DE OPERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Temperatura devanados estator generador TV
Temperatura devanados estator generador TG
Tensión de excitación generador TV
Tensión de excitación generador TG
Presión de combustible TG
Caudal de combustible TG
El Peruano / Sábado 27 de febrero de 2021
NORMAS LEGALES
17
Caudal de gases de escape TG
Potencia activa bruta servicios auxiliares BOP
Temperatura fuente fría refrigeración condensador TV
Temperatura agua descarga refrigeración
condensador TV
Temperatura de gases antes sobrecalentador de AP
HRSG
Nivel de domo (drum) AP HRSG
Nivel de domo (drum) PI HRSG
Nivel de domo (drum) BP HRSG
Otros
FORMATO
VP-CC
VARIABLES PRIMARIAS CICLO COMBINADO MR+TV
NOMBRE DE LA CENTRAL
MODO DE OPERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Potencia activa bruta TV
Presión de vapor HP
Temperatura vapor vivo antes la válvula vapor etapa
AP
Temperatura vapor antes las válvulas vapor etapa MP
Temperatura de vapor antes de la entrada de BP
Temperatura de vapor de escape etapa BP
Humedad de vapor a la descarga de la TV
Presión del condensador
Temperatura condensado
Temperatura de cojinetes
Potencia activa bruta MR
Temperatura agua de refrigeración MR
Temperatura escape MR
Temperatura intercooler MR
Temperatura aceite lubricante MR
Presión sobrealimentador MR
Velocidad sobrealimentador MR
Temperatura de cojinetes
18
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 27 de febrero de 2021  /
FORMATO
VS-CC
VARIABLES SECUNDARIAS CICLO COMBINADO MR+TV
NOMBRE DE LA CENTRAL
MODO DE OPERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Tensión de excitación generador TV
Temperatura devanados estator generador MR
Presión de combustible MR
Caudal de combustible MR
Potencia activa bruta servicios auxiliares BOP
Temperatura fuente fría refrigeración
condensador TV
Temperatura agua descarga refrigeración
condensador TV
Temperatura de gases antes sobrecalentador
de AP HRSG
Nivel de domo (drum) AP HRSG
Nivel de domo (drum) PI HRSG
Nivel de domo (drum) BP HRSG
Otros
FORMATO
VP-CS
VARIABLES PRIMARIAS TURBINA DE GAS CICLO ABIERTO
NOMBRE DE LA CENTRAL
MODO DE OPERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Potencia activa bruta TG
Temperatura aire admisión TG
Temperatura escape TG
Posición IGV (Inlet Guide Vanes) TG
Caudal de agua/vapor TG
Estabilidad de llama de quemadores
Temperatura de cojinetes
Nivel de vibraciones
El Peruano / Sábado 27 de febrero de 2021
NORMAS LEGALES
19
FORMATO
VS-CS
VARIABLES SECUNDARIAS TURBINA DE GAS CICLO ABIERTO
NOMBRE DE LA CENTRAL
MODO DE OPERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Temperatura devanados estator generador TG
Tensión de excitación generador TG
Presión de combustible TG
Caudal de combustible TG
Caudal de gases de escape TG
Otros
FORMATO
VP-TV
VARIABLES PRIMARIAS TURBINA DE VAPOR
NOMBRE DE LA CENTRAL
MODO DE OPERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Potencia activa bruta TV
Presión de vapor HP
Temperatura vapor vivo antes la válvula vapor etapa
AP
Temperatura vapor antes las válvulas vapor etapa MP
Temperatura de vapor antes de la entrada de BP
Temperatura de vapor de escape etapa BP
Humedad de vapor a la descarga de la TV
Presión del condensador
Temperatura condensado
Estabilidad de llama de quemadores (caldero)
Temperatura de cojinetes
Nivel de vibraciones
20
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 27 de febrero de 2021  /
FORMATO
VS-TV
VARIABLES SECUNDARIAS TURBINA DE VAPOR
NOMBRE DE LA CENTRAL
MODO DE OPERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Temperatura devanados estator generador TV
Tensión de excitación generador TV
Potencia activa bruta servicios auxiliares BOP
Temperatura fuente fría refrigeración condensador TV
Temperatura agua descarga refrigeración condensador
TV
Caudal de combustible
Caudal de vapor AP a turbina
Cauda de vapor recalentado a turbina
Caudal de agua de atemperación vapor sobrecalentado
Temperatura de vapor sobrecalentado
Nivel de domo
Caudal de aire de combustión
Otros
FORMATO
VP-MR
VARIABLES PRIMARIAS MOTOR RECIPROCANTE
NOMBRE DE LA CENTRAL
MODO DE OPERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Potencia activa bruta MR
Temperatura agua de refrigeración MR
Temperatura escape MR
Temperatura intercooler MR
Temperatura aceite lubricante MR
Presión sobrealimentador MR
Velocidad sobrealimentador MR
Temperatura de cojinetes
Nivel de vibraciones
El Peruano / Sábado 27 de febrero de 2021
NORMAS LEGALES
21
FORMATO
VS-MR
VARIABLES SECUNDARIAS MOTOR RECIPROCANTE
NOMBRE DE LA CENTRAL
MODO DE OPERACIÓN
FECHA DE EMISIÓN:
VARIABLE
Temperatura devanados estator generador MR
Presión de combustible MR
Caudal de combustible MR
Otros
Capítulo 02: Formato del Acta de Ensayo
ACTA DE ENSAYO DE POTENCIA MÍNIMA DE LAS UNIDADES TERMOELÉCTRICAS
NOMBRE DE LA
CENTRAL
GENERADOR INTEGRANTE
MODO DE OPERACIÓN
1.
APERTURA DEL ACTA
FECHA
HORA
LUGAR
2.
PARTICIPANTES
COES
(Veedor)
GENERADOR INTEGRANTE
(Representante)
JEFE DE ENSAYO
(Consultor)
3.
OTROS PARTICIPANTES
GENERADOR INTEGRANTE
Operador de la unidad
Técnico electricista
Técnico mecánico
Técnico Instrumentista
Técnico
en
informática
y
comunicaciones
EMPRESA CONSULTORA
Otros:
4.
HITOS PRINCIPALES
HITO
POTENCIA
(kW)
INICIO
(Hora)
FINAL
(Hora)
Tiempo a mínima potencia
5.
RESULTADOS DE LOS ENSAYOS
Anexo A
Anexo B
Anexo C
Anexo D
Acuerdos y consideraciones previas al EPMin
Descripción del Desarrollo del EPMin
Registros de Mediciones de las Variables Primarias
Registros de Mediciones de las Variables Secundarias
Información relevante  referidas a los diagramas  de comportamiento de  las variables operativas  durante
el ensayo
Anexo E
Observaciones
Observaciones durante el proceso del EPMin.
6.
CIERRE DEL ACTA
FECHA
HORA
LUGAR
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NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 27 de febrero de 2021  /
7.
SUSCRIPCIÓN
Empresa
Nombre
Firma
Capítulo 03: Formatos Especi?caciones Técnicas
FORMATO
ET-TG
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE TURBINAS A GAS
NOMBRE DE LA CENTRAL
UBICACIÓN:
FECHA DE EMISIÓN:
IDENTIFICACIÓN DE LA UNIDAD
DESCRIPCIÓN
UNIDAD
TURBINA
Fabricante
Serie
Modelo
Heavy Duty
Aeroderivativa
Fabricación
Puesta en Servicio
Base
Tipo
Año
kW
kW
rpm
Potencia Nominal
Velocidad de Rotación
Nº de etapas
Pico
Compresor
Turbina
Combustible utilizado
GENERADOR ELECTRICO
Fabricante
Tipo
Potencia Nominal
Tensión Nominal
Corriente Nominal
Factor de Potencia
Frecuencia
kVA
V
A
Hz
Velocidad de Rotación
rpm
FORMATO
ET-TV
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE TURBINAS A VAPOR
NOMBRE DE LA CENTRAL
UBICACIÓN:
FECHA DE EMISIÓN:
IDENTIFICACIÓN DE LA UNIDAD
DESCRIPCIÓN
UNIDAD
TURBINA
Fabricante
Serie
El Peruano / Sábado 27 de febrero de 2021
NORMAS LEGALES
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Modelo
Radial
Axial
Tipo
Fabricación
Puesta en Servicio
Presión
Año
kPa
°C
Condiciones del Vapor Vivo
Temperatura
Potencia Nominal
kW
Velocidad de Rotación
Vacío del condensador
Nº de extracciones
Compresor
Turbina
rpm
Pa (mmHg)
GENERADOR ELÉCTRICO
Fabricante
Tipo
Potencia Nominal
Tensión Nominal
Corriente Nominal
Factor de Potencia
Frecuencia
kVA
V
A
Hz
Velocidad de Rotación
rpm
FORMATO
ET-CV
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE CALDERAS A VAPOR
NOMBRE DE LA CENTRAL
UBICACIÓN:
FECHA DE EMISION:
IDENTIFICACION DE LA CALDERA
DESCRIPCION
UNIDAD
CALDERA
Fabricante
Serie
Modelo
Tipo
Año
Fabricación
Puesta en Servicio
Presión
kPa
°C
Condiciones del Vapor Vivo
Capacidad
Temperatura
kg/h
FORMATO
ET-MR
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL MOTOR RECIPROCANTE
NOMBRE DE LA CENTRAL
UBICACIÓN:
FECHA DE EMISIÓN:
IDENTIFICACIÓN DE LA UNIDAD
DESCRIPCIÓN
UNIDAD
MOTOR
Fabricante
24
NORMAS LEGALES
El Peruano
Sábado 27 de febrero de 2021  /
Serie
Modelo
Tiempos
Combustible
Fabricación
Puesta en Servicio
En línea
En V
Tipo
Año
Disposición y número de cilindros
Potencia Nominal
kW
Velocidad de Rotación
Tipo de combustible
rpm
GENERADOR ELÉCTRICO
Fabricante
Tipo
Potencia Nominal
Tensión Nominal
Corriente Nominal
Factor de Potencia
Frecuencia
kVA
V
A
Hz
Velocidad de Rotación
rpm
ANEXO 3
REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE LA EMPRESA CONSULTORA
1.
Empresa consultora
La empresa ejecutora del ensayo es una tercera parte,  independiente del Generador Integrante del COES y del COES,
con solvencia para ejecutar las pruebas y realizar los cálculos posteriores.
2.
Equipo técnico será conformado como mínimo con los siguientes especialistas:
-
-
-
01 Jefe de Ensayo
01 Ingeniero o técnico electricista o mecánico o mecánico electricista.
01 Ingeniero o técnico instrumentista
El Jefe del Ensayo será un Ingeniero Mecánico, Electricista, Mecánico Electricista o carreras a?nes, con colegiatura CIPdel
Colegio de Ingenieros del Perú, con más de 8 años de experiencia profesional, con conocimientos del subsector eléctrico,
de instrumentación, de normatividad para efectuar ensayos y experiencia en el uso de instrumentos de medición. Deberá
contar con experiencia en la ejecución de ensayos en unidades hidroeléctricas o termoeléctricas respectivamente, según
sea el caso de la unidad a ensayar. Se podrá exceptuar del requisito de colegiatura a los especialistas extranjeros.
3.
Instrumentación mínima
De manera indicativa, pero no limitativa, se utilizará por lo menos la siguiente instrumentación según sea el caso:
a) Para unidades hidroeléctricas:
-
-
-
-
02 Registradores de parámetros eléctricos.
01 Medidor de ?ujo para líquidos (agua).
02 Transductores sumergibles de nivel.
02 Transductores de presión.
b) Para unidades termoeléctricas:
-
-
-
-
02 registradores de parámetros eléctricos.
01 medidor de ?ujo de combustible.
01 estación meteorológica.
01 termómetro (temperatura de la fuente fría).
Todos los instrumentos  de medición a ser  utilizados en el ensayo, pertenecientes  a la propia Unidad  de Generación o
Consultor, deberán estar calibrados o contrastados o que se deberá sustentar a través de los respectivos certi?cados de
calibración vigentes al momento del ensayo.
1930819-1