Acuerdo — Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva y Desconexión de Cargas

Remuneración. Los requisitos de control de voltaje y potencia reactiva que se establecen en esta norma técnica corresponden al requerimiento mínimo, por lo que a dicho servicio complementario no le corresponde una remuneración adicional en las liquidaciones del Operador del Sistema. Cuando un Proveedor de Servicios Complementarios no cumpla con la prestación de servicio y consignas de control de voltaje y potencia reactiva, forzando al Operador del Sistema para solucionar dicho incumplimiento, realizar asignaciones de control de voltaje y potencia reactiva a otros Proveedores de Servicios Complementarios mayores que las obligaciones y requerimientos establecidos en esta norma técnica, el Operador del Sistema calculará y liquidará como compensación los sobrecostos ocasionados en generación forzada.

Compensación por generación forzada. En caso de que el incumplimiento o restricciones de un Proveedor de Servicios Complementarios a sus obligaciones de proveer el Servicio Complementario de Control de Voltaje y Potencia Reactiva obligue al Operador del Sistema a convocar generación forzada para cumplir con los requerimientos para el control de tensión y potencia reactiva, dicho Proveedor de Servicios Complementarios debe pagar como compensación el sobrecosto causado al despacho. El Operador del Sistema debe calcular el sobrecosto horario por generación forzada para el Servicio Complementario de Control de Voltaje y Potencia Reactiva como la diferencia entre el costo variable de la generación forzada menos el costo marginal (precio del Mercado de Oportunidad) en el correspondiente nodo de conexión al Sistema Principal de Transmisión en dicha hora. El Operador del Sistema debe agregar al sobrecosto de generación forzada el costo variable del arranque de dicha unidad o central generadora, de acuerdo con lo que establece la Norma Técnica de Programación de la Operación, si el incumplimiento del Proveedor de Servicios Complementarios obligó a arrancar la generación. El Proveedor de Servicios Complementarios debe pagar como compensación por el incumplimiento el sobrecosto total mensual por generación forzada causado por dicho incumplimiento, calculado por el Operador del Sistema como la suma de los sobrecostos horarios en las horas en que el incumplimiento causó generación forzada, más la suma de los costos de arranque correspondientes, de existir. Si la generación forzada fue causada por incumplimientos de más de un Proveedor de Servicios Complementarios, el Operador del Sistema re partirá el sobrecosto entre dichos Proveedores de Servicios Complementarios en forma proporcional a la magnitud del incumplimiento de cada uno de acuerdo con lo que establece esta sección. El sobrecosto de la generación forzada será asignado en las liquidaciones del Operador del Sistema entre los Proveedores de Servicios Complementarios que causaron despachar generación forzada, asignándole a cada Proveedor de Servicios Complementarios el sobrecosto correspondiente. El Operador del Sistema debe incluir en el informe de transacciones comerciales un anexo de generación forzada por Servicios Complementarios describiendo el o los incumplimientos, la unidad o central generadora que resultó obligada y el sobrecosto de la Generación Forzada, incluyendo la información y cálculos que validan el incumplimiento y el sobrecosto. TÍTULO IV DESCONEXIÓN DE CARGAS

Objetivo del Servicio Complementario de Esquemas de Desconexión de Cargas. Tiene como propósito proteger la estabilidad del SIN, evitar la pérdida de estabilidad del sistema eléctrico por caída de frecuencia o de voltaje y evitar que, ante una contingencia o disturbio no previsto, el efecto se propag u e y lleve a una cascada de desconexiones y el apagón parcial o total del SIN.

Clasificación de Esquemas de Desconexión de Cargas. A continuación, se establecen como servicio complementario los siguientes tipos de esquemas de desconexión de cargas:

• a)

  Esquema de desconexión automática de cargas por baja frecuencia, que automáticamente des conecta consumo ante niveles de sub frecuencia establecidos.

• b)

  Esquemas de desconexión automática de cargas por bajo voltaje, que automáticamente des conectan consumo ante niveles de bajo voltaje establecidos.

• c)

  Esquemas de desconexión manual de cargas, para condiciones inesperadas, sobre carga de equipos, o emergencias que requieren actuación inmediata manual por instrucción u operación del Operador del Sistema.

Estudios e informes. A la entrada en vigen- cia de la Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva y Desconexión de Cargas, continuarán los esquemas de desconexión automática de carga existentes. Toda modificación a los esquemas de desconexión automática de cargas en el SIN serán el resultado de los requerimientos para cumplir con los CCSDM que determinen los estudios elaborados por el Operador del Sistema, incluyendo informes de servicios complementarios y los estudios regionales o los requerimientos del EOR y de acuerdo con lo establecido en esta norma técnica y el RMER. Los esquemas de desconexión automática de cargas se deberán ajustar a los que determine el EOR de acuerdo con lo establecido en el RMER. Si el Operador del Sistema propone modificaciones a un esquema de desconexión automática de cargas que no fueron requeridos por el EOR, como parte de los estudios de desempeño del SIN para el Informe Anual de Programación de los Servicios Complementarios, el Operador del Sistema debe evaluar con un horizonte de 12 meses los requerimientos de dicho esquema de desconexión automática de carga para cumplir con los CCSDM y con los requerimientos del RMER. El Informe debe describir los estudios realizados y las modificaciones propuestas indicando el número de etapas, el nivel de frecuencia o voltaje para la actuación de cada etapa, el porcentaje y carga asignado a cada etapa. Los estudios analizarán contingencias simples, incluyendo el disparo de la unidad generadora más grande del SIN y vínculos críticos de transmisión, incluyendo también de considerarse necesario disparo de interconexiones regionales. Para llevar a cabo dichos estudios y para los informes de servicios complementarios, cada Empresa Distribuidora debe enviar al Operador del Sistema en enero y en julio de cada año, los perfiles de carga de los circuitos de distribución seleccionados para la participación en los esquemas de desconexión automática de cargas. El Operador del Sistema puede solicitar a la Empresa Distribuidora información adicional de perfiles de carga específicos, para actualizar los esquemas de desconexión automática de cargas. Un esquema de desconexión automática de cargas se revisará y ajustará de ser necesario durante el año si se producen incorporaciones o modificaciones importantes en el SIN que puedan afectar la estabilidad del SIN o el correcto funcionamiento de cada tipo de esquemas de desconexión automática de cargas, o en caso de modificaciones requeridas por el EOR. El Operador del Sistema luego de realizar los estudios e informes de servicios complementarios, así como cualquier otra actualización que se produzca a los esquemas de desconexión automática de cargas, informará a la Empresa Distribuidora los circuitos seleccionados que forman parte del esquema y en el caso de los Consumidores Calificados, se les informará si su circuito forma parte o no de dicho esquema.

Obligaciones y derechos del Operador del Sistema. El Operador del Sistema tiene las siguientes obligaciones referidas al Servicio Complementario de Esquemas de Desconexión de Cargas: a) Realizar los estudios para analizar y ajustar los esquemas de desconexión automática de cargas. b) Coordinar con el EOR la implementación y desempeño de los requerimientos regionales en los esquemas de desconexión automática de cargas. c) Supervisar y evaluar la implementación de los esquemas de desconexión automática de cargas, e informar sobre su desempeño y los casos de incumplimientos. d) Establecer esquemas de desconexión manual de cargas de acuerdo con lo establecido en esta sección. e) Informar a la CREE los casos en que se aplicó desconexión manual de cargas. f) En la medida de lo posible, diseñar e implementar los esquemas de desconexión incluyendo en primer lugar, la Empresa Distribuidora o Consumidor Calificado que no tenga cubierta completamente su obligación de contratación de potencia firme. El Operador del Sistema tiene los siguientes derechos referidos al Servicio Complementario de Esquemas de Desconexión de Cargas:

• a)

  Realizar pruebas para verificar esquemas de desconexión automática de cargas de la Empresa Distribuidora.

• b)

  Requerir a la Empresa Distribuidora información para realizar los estudios para evaluar y ajustar los esquemas de desconexión automática de cargas.

• c)

  Recibir de la Empresa Distribuidora la información ante condiciones que correspondan a la actuación de los esquemas de desconexión automática de cargas para verificar desempeño y cumplimiento de las condiciones establecidas en esta sección.

• d)

  Requerir una auditoría técnica para evaluar que las instalaciones y funcionamiento de los sistemas de un esquema de desconexión automática de cargas de una Empresa Distribuidora cumple con las etapas de dicho esquema y los requisitos establecidos en esta sección.

Obligaciones y derechos de Empresas Distribuidoras y Consumidores Calificados. Los esquemas de desconexión automática de cargas son de carácter obligatorio para las Empresas Distribuidoras y los Consumidores Calificados, con el fin de aportar a la estabilidad y continuidad del servicio eléctrico y a los CCSDM evitando, en lo posible, a pago nes. Los esquemas de desconexión de cargas son una obligación de la Empresa Distribuidora y del Consumidor Calificado. Por lo tanto, se les considera como un requerimiento mínimo y no son remunerados. El costo de inversión y mantenimiento de los esquemas de desconexión automática de cargas es responsabilidad de cada Empresa Distribuidora y es parte de los activos a considerar en la metodología tarifaria para la Empresa Distribuidora. La Empresa Distribuidora es el responsable de implementar los esquemas de desconexión automática de cargas en su área de operación, cubriendo los usuarios que abastece y los Consumidores Calificados conectados a su red de distribución. Como parte de dicha responsabilidad, la Empresa Distribuidora debe asegurar que la demanda que se le asigna a cada escalón representa la requerida. La Empresa Distribuidora tiene las siguientes obligaciones referidas a esquemas de desconexión automática de cargas: a) Suministrar al Operador del Sistema toda la información requerida en esta sección, en particular los perfiles de demanda y los datos para evaluar el desempeño de la actuación de esquemas de desconexión automática de cargas. b) Implementar los esquemas de desconexión automática de cargas que establezca el Operador del Sistema, cumpliendo con el diseño de dichos esquemas y los requisitos y procedimientos que establecen esta sección, buscando que la demanda que se asigna a los relés de cada etapa corresponda al porcentaje requerido en el diseño de dicho esquema. c) Cumplir con los esquemas de desconexión manual de cargas que requiera el Operador del Sistema de acuerdo con lo establecido en esta sección. d) Permitir la realización de auditorías técnicas a fin de evaluar que las instalaciones y funcionamiento de los sistemas de un esquema de desconexión automática de cargas cumplen con las etapas de dicho esquema y los requisitos establecidos en esta sección. e) Una vez que ha actuado un esquema de desconexión de carga, no reconectar carga o cerrar anillos en la red de distribución para restablecerla hasta recibir las instrucciones del Operador del Sistema. En lo relativo al Servicio Complementario de Esquemas de Desconexión de Cargas la Empresa Distribuidora tiene el derecho de informar y solicitar, con su debida justificación, al Operador del Sistema la exclusión de circuitos de los esquemas de desconexión de cargas. En lo relativo al Servicio Complementario de Esquemas de Desconexión de Cargas, el Consumidor Calificado que es Agente del MEN tiene las obligaciones siguientes: a) En caso de estar conectado directamente a la red de transmisión tiene la obligación de implementar esquemas de desconexión automática de cargas haciendo las previsiones de equipo necesarias para facilitar la implementación de los esquemas de desconexión de acuerdo con lo que requiera o establezca el Operador del Sistema y desconectar su carga ante instrucciones del Operador del Sistema por esquemas de desconexión manual de cargas. b) En caso de estar conectado directamente a la red de distribución tiene la obligación de participar en los esquemas de desconexión de cargas de la Empresa Distribuidora, salvo que su circuito sea excluido por la Empresa Distribuidora.

Alcance de los Esquemas de Desconexión Automática de Cargas. Para asegurar el balance entre la generación y demanda de potencia activa ante contingencias o condiciones de emergencia o eventos graves y que los perfiles de voltaje no causen a pago nes en el SIN, un porcentaje de la carga del SIN debe estar controlada por equipos de desconexión automática por baja frecuencia o por bajo voltaje. Los esquemas de desconexión automática de cargas representan una contribución de reserva instantánea de la demanda a la calidad y seguridad del servicio en el SIN. Cada esquema de desconexión automática de cargas estará definido por el número de etapas, dónde la serie de etapas representan escalones de caída de frecuencia o de voltaje y la cantidad de carga desconectada es mayor en función de la severidad de la condición. Como resultado de los estudios de seguridad operativa de mediano plazo del MER, el EOR determinará los requerimientos regionales del esquema de desconexión automática de cargas por baja frecuencia y de bajo voltaje. El EOR determinará el número de etapas del esquema a implementar como requerimiento regional, el porcentaje de carga a desconectar en cada etapa y la temporización de las etapas. La implementación de esquemas de desconexión automática de cargas regionales es obligatoria en el MER y el Operador del Sistema es responsable de coordinar su implementación en el SIN. Es responsabilidad del Operador del Sistema determinar las etapas locales y el correspondiente porcentaje de carga a desconectar en el SIN. La desconexión de las interconexiones internacionales resultará de acuerdos y coordinación con el EOR.

Coordinación de los Esquemas de Desconexión Automática de Cargas. El Operador del Sistema debe coordinar el esquema de desconexión automática de cargas por baja frecuencia con los otros sistemas, esquemas o controles, incluyendo:

• a)

  Sistemas de protección y control de las unidades o centrales generadoras.

• b)

  Control de frecuencia.

• c)

  Esquemas y estrategias de control de voltaje regionales.

• d)

  Guías regionales de restablecimiento y guía nacional de restablecimiento del SIN.

• e)

  Sistemas de control y protección de la red de transmisión.

Esquema de Desconexión Automática de Cargas por Baja Frecuencia (EDACBF). El EDACBF se basa en múltiples etapas con relés de baja frecuencia, incluyendo lo siguiente: a) Número de etapas del esquema y su correspondiente temporización. b) Frecuencia de inicio de disparo en cada etapa,indicando la frecuencia mínima y máxima de actuación, el paso de frecuencia entre las diferentes etapas. c) Magnitud de carga a desconectar en cada etapa. d) Velocidad de respuesta, dado por el tiempo de actuación en que deberá ejecutarse la apertura del conjunto relevador – interruptor en cada etapa. El diseño e implementación del EDACBF debe cumplir con los CCSDM y los siguientes requisitos:

• a)

  La salida de operación por protección automática de la unidad de generación de mayor capacidad del SIN o de la mayor capacidad de generación que pueda desconectarse bajo contingencia simple no debe activar la primera etapa de desconexión por baja frecuencia.

• b)

  La frecuencia para la actuación de la primera etapa será inicialmente 59.3 Hz, que podrá modificarse con base en los estudios realizados por el EOR de acuerdo con lo que establece el RMER.

• c)

  Después de 50 segundos de ocurrido una contingencia o evento o perturbación, la frecuencia del SIN debe estar por encima del umbral de la primera etapa del esquema.

• d)

  Se debe optimizar la cantidad de carga a desconectar ante contingencias o eventos, evitando al máximo la sobre frecuencia.

• e)

  El diseño de la última etapa (nivel de frecuencia y porcentaje de carga a desconectar) debe cubrir la contingencia simple más severa probable, ya sea la pérdida de una generación o la desconexión de un vínculo de transmisión y no debe ser inferior a 57.5 Hz.

• f)

  En contingencias se debe minimizar el tiempo que la frecuencia permanezca por debajo de 58.5 Hz.

• g)

  La temporización de los relés, es decir, el tiempo desde que la frecuencia alcanza los valores establecidos para la etapa hasta que efectivamente la carga es desconectada, debe cumplir con los valores que resulte de los estudios realizados por el EOR de acuerdo con el RMER. La Empresa Distribuidora tiene la obligación de suministrar la información necesaria para que el Operador del Sistema pueda evaluar y comprobar que se asigna la demanda necesaria de desconexión automática de carga por baja frecuencia.

Esquema de Desconexión Automática de Cargas por Bajo Voltaje. El esquema de desconexión automática de cargas por bajo voltaje en el SIN se basa en múltiples etapas con relés de bajo voltaje, incluyendo lo siguiente: a) Número de etapas del esquema y su correspondiente temporización. b) Voltaje inicial de disparo en cada etapa. c) Magnitud y localización de la carga a desconectar en cada etapa. d) Tipos de relevadores y tiempos de retardo. e) Tiempo de operación de los interruptores de potencia. El diseño del esquema de desconexión automática de cargas por bajo voltaje debe tener en cuenta lo siguiente: a) En el estudio, el Operador del Sistema debe analizar si existen en el SIN condiciones de riesgo de apagón por caída de voltaje y es necesario establecer esquemas con relés de desconexión de carga por bajo voltaje para prevenir lo. b) Los relés deben operar con un tiempo de retardo ajustable entre cero y un segundo.

Desconexión Manual de Cargas. El Operador del Sistema es responsable de administrar emergencias y contingencias o sobrecargas que ponen en peligro la estabilidad del SIN, pudiendo para ello enviar instrucciones para la desconexión manual de cargas. El esquema de desconexión manual de cargas corresponde a un servicio complementario y, por lo tanto, no incluye el caso de desconexión programada de cargas por una condición de racionamiento. El Operador del Sistema podrá utilizar el servicio complementario de desconexión manual de cargas definido en esta sección solamente con el objetivo de proteger la seguridad y calidad del servicio en todo el SIN, o en un área específica del SIN dónde se presenta un riesgo localizado de desbalance carga – generación por sobrecarga de equipamiento o caída de voltaje. En particular, el Operador del Sistema podrá requerir desconexión manual de cargas ante una condición de bajo voltaje, congestión en la red de transmisión, o emergencias que pongan en peligro la estabilidad del SIN. Sin embargo, el Operador del Sistema debe utilizar todo otro recurso y medidas técnicas disponibles antes de hacer uso de la desconexión manual de cargas. La Empresa Distribuidora y el Consumidor Calificado están obligados a cumplir con las instrucciones del Operador del Sistema de desconexión manual de cargas, debiendo el Operador del Sistema informar el motivo que justifica el requerimiento. Si el Consumidor Calificado está conectado directamente a la red de transmisión, el Operador del Sistema informará a la Empresa Transmisora que será el responsable de ejecutar las instrucciones de desconexión manual de cargas. La Empresa Distribuidora no puede reconectar la carga desconectada hasta que reciba la instrucción del Operador del Sistema. Sin embargo, si la instrucción de desconexión manual de cargas se prolonga por una duración mayor que dos horas, la Empresa Distribuidora buscará, de ser posible, rotar la carga desconectada entre distintos consumidores manteniendo la potencia/consumo desconectado que requirió el Operador del Sistema. La Empresa Distribuidora debe informar al Operador del Sistema previo a realizar el cambio de los consumidores afectados. Luego de finalizar la condición de desconexión manual de cargas, la Empresa Distribuidora y cuando aplique también la Empresa Transmisora, deben informar al Operador del Sistema los circuitos desconectados y la carga correspondiente previo a la desconexión de acuerdo con los plazos y formatos que establezca el Operador del Sistema. De haber aplicado la Empresa Distribuidora desconexión rotativa, la información incluirá la descripción de los cortes rotativos. El Operador del Sistema deberá establecer un manual o guía con el procedimiento de detalle, plazos, medios de comunicación e intercambio de información para el servicio complementario de desconexión manual de cargas. Dentro del día hábil siguiente al que aplicó desconexión manual de cargas, el Operador del Sistema debe enviar un informe a la CREE incluyendo:

• a)

  Los motivos que justificaron la desconexión manual de cargas.

• b)

  Área afectada y período en que aplicó (hora de inicio y de fin) y duración de la desconexión.

• c)

  Las Empresas Distribuidoras y Consumidores Calificados afectados y la demanda a desconectar requerida a cada uno.

• d)

  El porcentaje en que afectó a cada Empresa Distribuidora.

• e)

  Toda otra información que considere el Operador del Sistema necesaria para demostrar el cumplimiento de esta sección. La CREE podrá requerir información adicional o clarifica- ciones referidas al cumplimiento de esta sección. El Operador del Sistema deberá de publicar en su página web el informe enviado a la CREE y las Empresas Distribuidoras tendrán un plazo de 15 días calendarios para presentar alegaciones al Operador del Sistema. El Operador del Sistema tendrá un plazo de 15 días calendarios para contestar las alegaciones presentadas por la Empresa Distribuidora. La Empresa Distribuidora dispondrá de otros 15 días calendarios para someter a la CREE los conflictos que subsistan con el Operador del Sistema. La CREE resolverá dichos conflictos mediante resolución que emitirá en un plazo no superior de 15 días hábiles, misma que notificará a la Empresa Distribuidora en cuestión y al Operador del Sistema.

Supervisión y desempeño. El Operador del Sistema es responsable de realizar la supervisión de la prestación del Servicio Complementario de Esquema de Desconexión de Carga en el SIN. Ante una contingencia o evento que lleva a una condición en que deben actuar los relés de un esquema de desconexión automática de cargas, la Empresa Distribuidora tiene la obligación de suministrar al Operador del Sistema la información para evaluar el cumplimiento del aporte comprometido, incluyendo lo siguiente: a) Demanda previa a la actuación del esquema, total y asignada a cada etapa. b) Magnitud de carga desconectada y porcentaje que representa. c) Para cada etapa, hora (en formato hora, minutos, segundos) en que la frecuencia o el voltaje, según corresponda, alcanzó el valor de actuación de una etapa del esquema y en que se desconectó la carga, o sea tiempo de actuación efectivo desde que se detecta la caída de frecuencia o de voltaje. d) Hora en que se rep uso la carga desconectada. e) Comentarios sobre la actuación y problemas técnicos detectados. El cumplimiento de una Empresa Distribuidora al servicio complementario de desconexión automática de cargas incluye el envío de la información completa requerida, dentro de los plazos y formatos que establezca el Operador del Sistema. Con base en la información recibida, estimaciones propias y la metodología definida en el RMER, el Operador del Sistema debe evaluar el cumplimiento y los desvíos con respecto a la obligación de desconexión automática de cargas. Para el diseño del EDACBF, el Operador del Sistema tendrá en cuenta los siguientes criterios: a) El relé correspondiente a una etapa escalón debería actuar si el valor mínimo al que llegó la frecuencia del sistema resultó menor que la frecuencia de corte de dicha etapa menos una tolerancia de +/- 0.04 Hz. b) Se considerará una tolerancia máxima en la temporización de +/- 50 ms. El Operador del Sistema realizará estimaciones propias, sustentadas en mediciones de energía, perfiles de demanda prevista, registro de frecuencia o voltaje y herramientas computacionales. Si, con base en la información suministrada por la Empresa Distribuidora y los estudios y cálculos realizados, el Operador del Sistema identifica que la Empresa Distribuidora incumple con el porcentaje de desconexión establecido en el esquema, dentro del nivel de tolerancia máxima permitida, enviará a la Empresa Distribuidora los resultados del análisis para sus comentarios, para que explique los motivos técnicos de incumplimiento dentro de un plazo no mayor que dos semanas. Los posibles motivos técnicos del incumplimiento incluyen los siguientes:

• a)

  Indisponibilidad por mantenimiento programado de uno o más circuitos en que se localizan relés de desconexión del esquema.

• b)

  Indisponibilidad forzada de uno o más circuitos con relés de desconexión en el esquema, causada por los efectos del evento.

• c)

  Errores o desvíos en el pronóstico de demandas en los circuitos correspondientes, comparado con la demanda real existente al momento de la actuación del esquema. Si la Empresa Distribuidora no responde con la información requerida dentro del plazo establecido o la información no demuestra que existe una justificación técnica razonable, se considera que la Empresa Distribuidora tiene un incumplimiento al Servicio Complementario de Esquema de Desconexión de Cargas. Adicionalmente, dentro de un plazo de 30 días la Empresa Distribuidora tiene la obligación de realizar con la coordinación del Operador del Sistema, pruebas en el esquema y circuitos, así como informar las medidas adoptadas para evitar se repitan o registren nuevos incumplimientos.

Supervisión y evaluación del EDACBF. En consistencia con los requerimientos en el RMER, el Operador del Sistema verificará que las Empresas Distribuidoras y Consumidores Calificados del SIN estén cumpliendo con el servicio complementario de EDACBF definido por el EOR. Como parte de la supervisión, ante eventos en que actuó o debió actuar el esquema de desconexión de carga, el Operador del Sistema debe evaluar el cumplimiento y desempeño de acuerdo con siguiente procedimiento establecido en el RMER:

• a)

  El Operador del Sistema calculará la desconexión de carga efectivamente realizada y la desconexión que teóricamente debió realizar dicho esquema de acuerdo con la magnitud y resultados del evento, con base en los estudios de evaluación que realice;

• b)

  Si la diferencia entre la magnitud de la desconexión teórica y la desconexión real es mayor al 5 %, se considera que hubo incumplimiento regional en el servicio de desconexión de carga y el Operador del Sistema debe documentar las razones de tal incumplimiento. El Operador del Sistema implementará y mantendrá un registro sobre el desempeño del servicio complementario de EDACBF, incluyendo los datos utilizados para calcular dicho desempeño. El Operador del Sistema debe reportar al EOR el desem- peño del esquema de desconexión como parte de los informes de eventos definidos en el RMER. El Operador del Sistema preparará de manera anual el Informe de Desempeño del Servicio Complementario de Esquemas de Desconexión de Cargas como un capítulo del Informe de Desempeño de Servicios Complementarios e incluirá como mínimo, actuaciones, evaluaciones, incumplimientos y recomendaciones de mejoras o modificaciones. Ante un incumplimiento del Proveedor de Servicios Complementarios en la prestación de esquemas de descon e- xión de carga, incluyendo incumplimiento al envío de información requerida en esta norma técnica, el Operador del Sistema debe informar a la CREE, al EOR y a la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), con copia al Proveedor de Servicios Complementarios en la notificación. El Operador del Sistema adjuntará un informe describiendo el o los incumplimientos, incluyendo la información recibida, las estimaciones realizadas y la magnitud de cada incumplimiento. TÍTULO V DISPOSICIONES VARIAS

Periodo de gradualidad para adecuación de instalaciones existentes. Los Coordinados tendrán un año contado a partir de la entrada en vigor de la presente norma técnica para adecuar sus instalaciones a los requerimientos establecidos en la misma. En caso de que el Coordinado no pueda adecuar sus instalaciones dentro del plazo antes mencionado, deberá de cumplir con la obligación comercial derivada de su responsabilidad de contribuir con el servicio complementario, debiendo pagar las compensaciones establecidas en esta norma técnica. Afin de contar con claridad sobre la duración de la excepción de la obligación correspondiente al pago de la compensación indicada anteriormente, el Operador del Sistema deberá de indicar en las resoluciones de habilitación, el tiempo restante que cada uno de los Coordinados tendrá para adecuar sus instalaciones, tomando en consideración la fecha de la vigencia de la presente norma técnica y la fecha de emisión de la resolución de habilitación correspondiente por parte del Operador del Sistema.

Lineamientos para excepciones. El Operador del Sistema, dentro del plazo de 30 días hábiles contados a partir de la publicación de la presente norma técnica, socializará y publicará en su página web los lineamientos que utilizará para aplicar las excepciones como se establecen en el numeral 2 del artículo 5 y el artículo 6 de la presente norma. Lo anterior con el fin de garantizar transparencia y obtener comentarios u observaciones por parte de los actores y empresas del sector eléctrico. Finalizado dicho proceso, el Operador del Sistema deberá de enviar a la CREE los resultados del proceso de socialización.

Elaboración de manuales, formatos o guías. El Operador del Sistema, a más tardar en 20 días hábiles contados a partir de la publicación de la presente norma, deberá elaborar: a. Un manual o un modelo estándar de plantilla con la información y formatos requeridos que los Coordinados tendrán que utilizar para la presentación de la solicitud de habilitación indicada en el artículo 5 de la presente. b. Un manual o guía con el procedimiento de detalle, plazos, medios de comunicación e intercambio de información para el servicio complementario de desconexión manual de cargas. TERCERO: Modificar la sección 8.3 del Anexo número 5 de la Norma Técnica de Programación de la Operación contenida en el Acuerdo CREE-057 publicada en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha 03 de julio de 2020 y modificado mediante el Acuerdo CREE 60-2021 publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha 18 de noviembre de 2021 en virtud de lo anterior, de ahora en adelante la sección 8.3 del Anexo número 5 deberán de leerse de la siguiente manera: “ANEXO 5: CRITERIOS DE CALIDAD, SEGURIDAD Y DESEMPEÑO MÍNIMO. … 8.3 Regulación de Voltaje Todas las centrales (o parques) de generación con capacidad igual o mayor a cinco (05) MW deben contar con equipos de regulación de voltaje para operar de manera paralela con otras centrales de generación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) en modo de control por caída de voltaje (en inglés “voltage droop”). El ODS debe realizar los Estudios de Seguridad Operativa para determinar y asignar los requerimientos de potencia reactiva y control de voltaje de acuerdo a lo que establece la Norma Técnica de Servicios Complementarios, para cumplir con los criterios de calidad para el voltaje establecidos en este Anexo como CCSDM normal, para mantener los perfiles de voltaje en las conexiones de transmisión dentro del rango de Operación Normal ante variaciones de potencia esperados (variabilidad de demanda y generación), Perturbaciones y ante contingencia N-1 del Sistema Principal de Transmisión. La administración y requerimientos de detalle se establecen en el Anexo Control de Voltaje de la Norma Técnica Servicios Complementarios. Todas las centrales generadoras o parques de generación conectados al sistema de transmisión del SIN y/o coordinadas por el ODS deben contar con la capacidad de recibir del ODS y cumplir consigna de voltaje, en su punto de entrega/conexión y dentro de los límites de Operación Normal”.