Estudios de Norma Técnica
para los Sistemas Medianos
de Magallanes
Preparado para:
Estudio de Planes de Recuperación de Servicio
25 de Enero de 2016
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
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2 Enero 2016
VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN
SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A.
Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios
1 24/08/2015 CSL ALE PMD
2 25/01/2016 CSL ALE PMD
Mejora de
diagrama de
bloques de las
etapas del PRS
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3 Enero 2016
Índice
1 Introducción ________________________________________________________ 6
1.1 Objetivos del estudio ___________________________________________________ 6
2 Antecedentes ______________________________________________________ 7
2.1 Información técnica de los Sistemas Medianos de EDELMAG _____________ 7 2.1.1 Definición de los Sistemas Medianos de EDELMAG __________________________ 7 2.1.2 Unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG _________________________ 8 2.1.3 Recursos Disponibles para PRS _____________________________________________ 9 2.1.4 Prioridad de reposición de alimentadores _________________________________ 11 2.1.5 EDAC vigente ___________________________________________________________ 11
2.2 Normativa Aplicable __________________________________________________ 13
3 Planes de recuperación de Servicio del Sistema Mediano de Punta
Arenas ________________________________________________________________ 14
3.1 Plan N°1: Pérdida Total del Servicio por Detención de la Unidad N°1
Hitachi _____________________________________________________________________ 14 3.1.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 14 3.1.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 14 3.1.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 14 3.1.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 16
3.2 Plan N°2: Desconexión de la Unidad N°1 Hitachi en paralelo con las
unidades N°4, N°7, N°8, y N°9 _______________________________________________ 21 3.2.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 21 3.2.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 21 3.2.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 21 3.2.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 22
3.3 Plan N°3: Apertura de interruptor de poder 52BT1 o 52BT2 por falla en
línea 66 kV _________________________________________________________________ 25 3.3.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 25 3.3.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 25 3.3.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 25 3.3.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 27
3.4 Plan N°4: Desconexión de una de las unidades N°4, N°7, N°8, o N°9,
estando de base la Unidad N°1 _____________________________________________ 30 3.4.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 30 3.4.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 30 3.4.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 30 3.4.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 31
3.5 Plan N°5: Apertura interruptor 52DT2 en demanda baja, dejando sin
servicio la barra de 13,2 kV de CTP __________________________________________ 34 3.5.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 34 3.5.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 34 3.5.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 34 3.5.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 36
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4 Enero 2016
3.6 Plan N°6: Apertura interruptor 52DT2 en demanda alta, dejando sin
servicio la barra de 13,2 kV de CTP __________________________________________ 39 3.6.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 39 3.6.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 39 3.6.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 39 3.6.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 41
3.7 Plan N°7: Pérdida Total del Servicio por detención de dos o más
turbogeneradores __________________________________________________________ 44 3.7.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 44 3.7.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 44 3.7.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 44 3.7.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 46
3.8 Plan N°8: Desconexión de una de las unidades N°4, N°7, N°8, o N°9 _____ 51 3.8.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 51 3.8.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 51 3.8.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 51 3.8.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 53
3.9 Plan N°9: Pérdida Total del Servicio por falla en el suministro de gas
natural _____________________________________________________________________ 55 3.9.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 55 3.9.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 55 3.9.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 55 3.9.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 56
4 Planes de recuperación de Servicio del Sistema Mediano de Puerto
Natales _______________________________________________________________ 57
4.1 Plan N°1: Pérdida Total del Servicio ____________________________________ 57 4.1.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 57 4.1.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 57 4.1.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 57 4.1.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 58
4.2 Plan N°2: Pérdida Parcial del Servicio __________________________________ 59 4.2.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 59 4.2.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 59 4.2.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 59 4.2.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 60
4.3 Plan N°3: Pérdida Total del Servicio por falla en el suministro de gas
natural _____________________________________________________________________ 61 4.3.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 61 4.3.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 61 4.3.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 61 4.3.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 62
5 Planes de recuperación de Servicio del Sistema Mediano de Porvenir 63
5.1 Plan N°1: Pérdida Total del Servicio ____________________________________ 63 5.1.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 63 5.1.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 63 5.1.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 63
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5.1.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 64
5.2 Plan N°2: Pérdida Parcial del Servicio __________________________________ 65 5.2.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 65 5.2.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 65 5.2.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 65 5.2.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 66
5.3 Plan N°3: Pérdida Total del Servicio por falla en el suministro de gas
natural _____________________________________________________________________ 67 5.3.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 67 5.3.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 67 5.3.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 67 5.3.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 68
6 Planes de recuperación de Servicio del Sistema Mediano de Puerto
Williams _______________________________________________________________ 69
6.1 Plan N°1: Pérdida Total del Servicio ____________________________________ 69 6.1.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares __________________ 69 6.1.2 Resumen del plan de recuperación de servicio ____________________________ 69 6.1.3 Etapas del plan de recuperación de servicio ______________________________ 69 6.1.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio ____________________ 70
7 Conclusiones ______________________________________________________ 71
Anexo 1. Planes de Emergencia Vigentes ______________________________ 72
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6 Enero 2016
1 Introducción
La Empresa Eléctrica de Magallanes S.A, en adelante EDELMAG, es una Concesionaria
de Distribución Eléctrica que opera en la Región de Magallanes cuatro Sistemas
Medianos. En conformidad con lo estipulado en el Articulo 6-3 de la Norma Técnica de
Seguridad y Calidad de Servicio para los Sistemas Medianos, en adelante NTSSMM,
EDELMAG debe desarrollar diversos estudios técnicos para cada uno de los Sistemas
Medianos de su propiedad con una periodicidad de cuatro años.
En consideración de lo indicado en el párrafo anterior, EDELMAG encomendó a SYSTEP
Ingeniería y Diseños, en adelante SYSTEP o el Consultor, la realización de la actualización
de cada uno de los siguientes estudios técnicos para los cuatro Sistemas Medianos de
EDELMAG, a saber: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams:
Estudio de Restricciones en Instalaciones de Transmisión.
Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones.
Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva.
Estudios de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas.
Estudio de Desconexión Automática de Carga (EDAC).
Estudio de Planes de Recuperación de Servicio (PRS).
El presente informe comprende el Estudio de Planes de Recuperación de Servicio, que
tiene por objetivo comprobar el correcto funcionamiento y la actualización de los PRS
vigentes.
1.1 Objetivos del estudio
En el presente estudio se presenta un análisis general, así como particular de los PRS
correspondientes a los Sistemas Medianos de EDELMAG, teniendo como objetivos
específicos los siguientes:
Entregar un resumen general para cada PRS de cada Sistema Mediano.
Explicar mediante un diagrama de bloques las principales maniobras y etapas de
cada PRS.
Exponer una metodología interactiva, a través de unilineales explicativos, para
una mejor comprensión de cada PRS.
Revisar y actualizar los PRS actuales, dando cumplimiento a la Norma Técnica de
Sistemas Medianos, y agregando la participación del Parque Eólico Cabo Negro,
entre otros.
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7 Enero 2016
2 Antecedentes
El DFL Nº 4 de febrero del 2007, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado del
Decreto con Fuerza de Ley Nº 1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos,
en materia de energía eléctrica, define en su Artículo Nº 173 a aquellos sistemas eléctricos
de capacidad instalada de generación inferior a 200 MW y superior a 1.500 kW como
Sistemas Medianos o SSMM, estableciendo características especiales en su tarificación y
operación respecto a los Sistemas Interconectados.
EDELMAG posee cuatro Sistemas Medianos en el extremo sur del país, específicamente
en la Región de Magallanes, los cuales se describen a continuación:
Sistema Punta Arenas: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Punta
Arenas. Se compone por dos subsistemas, central Tres Puentes y central Punta
Arenas. Central Tres Puentes cuenta con dos barras de media tensión conectadas
entre sí a través de un transformador de 20 MVA 13,2/11,5 kV, donde
principalmente en el lado de baja tensión se inyecta la generación y el lado de
alta tensión alimenta las cargas. Por otro lado, central Punta Arenas posee una
barra en 13,2 kV, en la que se conectan tanto generación como consumo. Los
subsistemas mencionados se interconectan mediante una línea de transmisión de
8,15 km en 66 kV.
Sistema Puerto Natales: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Natales.
Sistema constituido por una única barra principal en 13,2 kV donde se conectan
generación y consumos.
Sistema Porvenir: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Porvenir.
Similar al sistema de Puerto Natales, se compone de una única barra de 13,8 kV
en la cual se inyecta generación y se conectan los alimentadores que abastecen
los consumos.
Sistema Puerto Williams: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Cabo
de Hornos. El sistema se compone de una barra de 13,2 kV en la cual se inyecta
la generación y se alimenta las cargas.
A continuación se detallan características técnicas y normativas respecto a los Sistemas
Medianos de EDELMAG, en relación a los Planes de Recuperación del Servicio.
2.1 Información técnica de los Sistemas Medianos de EDELMAG
La información técnica relevante para el desarrollo de los Planes de Recuperación del
Servicio para cada Sistema Mediano requiere la comprensión de los unilineales
asociados, los recursos que se disponen para recuperar cada sistema, la prioridad de
reposición de los alimentadores, y los Esquemas de Desconexión Automática de Carga
(EDAC) vigentes, entre otros.
2.1.1 Definición de los Sistemas Medianos de EDELMAG
EDELMAG se compone de cuatro Sistemas Medianos ubicados en Punta Arenas, Puerto
Natales, Porvenir y Puerto Williams. Si bien gran parte de la organización y administración
de la empresa funciona de manera centralizada, es importante indicar que cada sistema
cuenta con un sistema de administración propio, el que incluye centros de control locales
que se encargan de la operación de las distribución y de los despachos diarios y horarios
de las centrales de generación, junto con la toma de medidas en caso de eventos
particulares.
Cada una de estas administraciones propias de cada Sistema Mediano se guía por las
directrices dadas por la administración general, pero a su vez posee la capacidad de
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poder operar diariamente, y de superar las diversas dificultades eventuales que surjan en
la operación diaria.
De lo anterior, se tiene que cada Sistema Mediano posee Planes de Recuperación del
Servicio propios, diseñados para ser ejecutados por los centros de control locales.
2.1.2 Unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG
A continuación se presentan los unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG.
Figura 2-1: Unilineal del Sistema Mediano de Punta Arenas
Figura 2-2: Unilineal del Sistema Mediano de Puerto Natales
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
13,2 kV
≤ 6 kV
U. 12 U. 9U. 10
52G952G1052G12
Sistema Mediano de Puerto Natales
U. 11 U. 6
52G652G11 Alim. 5
52C452C5
Alim. 4
U. 5U. 8
52G5
52G8
U. 3U. 4
52G3
52G4
Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
52C1
Alim. 1
U. 2
52G2
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Figura 2-3: Unilineal del Sistema Mediano de Porvenir
Figura 2-4: Unilineal del Sistema Mediano de Puerto Williams
2.1.3 Recursos Disponibles para PRS
A continuación se listan los recursos disponibles para ser utilizados en los Planes de
Recuperación de Servicio.
2.1.3.1 Centrales con partida autónoma
Las centrales con capacidad de partida autónoma o “en negro”, correspondientes al
Sistema Mediano de Punta Arenas son las indicadas en la Tabla 2-1:
Tabla 2-1: Centrales con partida autónoma del Sistema Mediano de Punta Arenas
Central Punta Arenas (CPA) Potencia [MW]
Unidad N°1 Sulzer 1,4
Unidad N°2 Sulzer 1,4
Unidad N°3 Sulzer 1,4
Central Tres Puentes (CTP)
Unidad N°1 Hitachi 24
Unidad N°2 Caterpillar Diésel 1,46
Unidad N°3 Caterpillar Diésel 1,46
Las centrales con capacidad de partida autónoma, correspondientes al Sistema
Mediano de Puerto Natales son las indicadas en la Tabla 2-2:
13,8 kV
≤ 6 kV
U. 9 U. 5U. 8
52G552G852G9
Sistema Mediano de Porvenir
Alim. 1
52C1
U. 10 U. 6U. 7
52G652G752G10
U. 4
52G4 Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
Alim. 4
52C4
13,2 kV
≤ 6 kV
U. 1 U. 3U. 2
52G352G252G1
Sistema Mediano de Puerto Williams
Alim. 3
52C3
U. 6
52G6 Alim. 2
52C152C2
Alim. 1
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Tabla 2-2: Centrales con partida autónoma del Sistema Mediano de Puerto Natales
Central Puerto Natales (CPN) Potencia [MW]
Unidad N°2 Fairbank Morse 0,3
Unidad N°3 Waukesha 1,175
Unidad N°4 Solar Saturno 0,8
Unidad N°5 Solar Saturno 0,8
Unidad N°6 Caterpillar 1,5
Unidad N°8 Waukesha 1,175
Unidad N°12 Caterpillar 1,4
Las centrales con capacidad de partida autónoma, correspondientes al Sistema
Mediano de Porvenir son las indicadas en la Tabla 2-3:
Tabla 2-3: Centrales con partida autónoma del Sistema Mediano de Porvenir
Central Porvenir (CPO) Potencia [MW]
Unidad N°4 Waukesha 0,875
Unidad N°5 Caterpillar 0,92
Unidad N°6 Waukesha 1,175
Unidad N°7 Waukesha 1,175
Unidad N°9 Caterpillar 0,923
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Las centrales con capacidad de partida autónoma, correspondientes al Sistema
Mediano de Puerto Williams son las indicadas en la Tabla 2-4:
Tabla 2-4: Centrales con partida autónoma del Sistema Mediano de Puerto Williams
Central Puerto Williams (CPW) Potencia [MW]
Unidad N°1 Caterpillar 0,59
Unidad N°2 Caterpillar 0,8
Unidad N°3 Caterpillar 0,508
Unidad N°6 Caterpillar 0,25
2.1.3.2 Centrales a gas con posibilidad de operar con diésel
Los Sistemas Medianos de Punta Arenas y Puerto Natales cuentan con unidades a gas
con capacidad de operar con diésel. En el caso de Punta Arenas, las unidades que
pueden operar con diésel así como con gas son las unidades N°1, N°7 y N°9, pero sólo
pueden realizar el cambio de combustible de gas a diésel al estar operando a un 30% de
carga. En el caso del Sistema Mediano de Puerto Natales las unidades a gas que pueden
operar con diésel son las N°4 y N°5.
2.1.3.3 Centrales de respaldo
El Sistema Mediano de Porvenir cuenta con tres unidades diésel de respaldo, que
corresponden a las unidades N°1, N°2 y N°3, que sólo son utilizadas en caso de pérdida
de suministro por una baja en la presión del gas, y no son consideradas en el despacho
en condiciones normales.
2.1.3.4 Líneas de transmisión disponibles
El Sistema Mediano de Punta Arenas cuenta con dos líneas paralelas (en 23 kV y 66 kV)
que conectan la Central Tres Puentes con la Central Punta Arenas, siendo aquella de 66
kV la que se utiliza normalmente debido a su mayor capacidad de transporte. De esta
manera, la línea de 23 kV queda de respaldo y puede ser utilizada en caso de ser
requerida para recuperar el servicio.
2.1.4 Prioridad de reposición de alimentadores
En cada uno de los Sistemas Medianos de EDELMAG se tiene definida una prioridad de
reposición de servicio de los alimentadores, la cual debe respetarse en cada PRS.
Para el Sistema Mediano de Punta Arenas la prioridad de reposición de servicio
de los alimentadores es la siguiente: Nos 1 - 3 - 2 - 5 - 4 - 7 - 9 - 12 - 6 - 11 - 10 - 8 -14 -
E1.
Para el Sistema Mediano de Puerto Natales la prioridad de reposición de servicio
de los alimentadores es la siguiente: Nos 4 - 3 - 2 - 1 - 5.
Para el Sistema Mediano de Porvenir la prioridad de reposición de servicio de los
alimentadores es la siguiente: Nos 2 - 4 - 3 - 1.
Para el Sistema Mediano de Puerto Williams la prioridad de reposición de servicio
de los alimentadores es la siguiente: Nos 3 - 2 - 1.
2.1.5 EDAC vigente
A continuación se indican los equipos que cuentan con relé de baja frecuencia
operativos y que forman parte del EDAC vigente. En la Tabla 2-5 se muestra el EDAC del
Sistema Mediano de Punta Arenas.
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Tabla 2-5: EDAC Sistema Mediano de Punta Arenas
Prioridad de
apertura
Secuencia apertura
alimentador -
reconectador
Frecuencia
Operación [Hz]
Tiempo
Operación [ms]
1 E1 49,2 10
2 R-8 (alim 6) 49,2 10
3 R-13 (alim 11) 49,2 60
4 R-14 (alim 9) 49,2 60
5 R-16 (alim 10) 49,2 60
6 12 49,0 60
7 5 48,5 10
8 6 48,5 10
9 11 48,5 10
10 7 48,5 60
11 8 48,5 60
12 9 48,5 60
13 4 48,0 10
14 10 48,0 60
15 3 48,0 860
16 2 Deshabilitado
17 1 Deshabilitado
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En la Tabla 2-6 se muestra el EDAC del Sistema Mediano de Puerto Natales.
Tabla 2-6: EDAC Sistema Mediano de Puerto Natales
Prioridad de
apertura
Secuencia apertura
alimentador
Frecuencia
Operación [Hz]
Tiempo
Operación [ms]
1 5 49,0 700
2 3 48,8 1.000
3 2 48,0 1.750
4 1 47,5 3.000
5 4 47,0 6.000
En la Tabla 2-7 se muestra el EDAC del Sistema Mediano de Porvenir.
Tabla 2-7: EDAC Sistema Mediano de Porvenir
Prioridad de
apertura
Secuencia apertura
alimentador
Frecuencia
Operación [Hz]
Tiempo
Operación [s]
1 3 48,5 2
2 1 48,0 3
3 4 47,5 5
2.2 Normativa Aplicable
El Plan de Reposición de Servicio se define como el conjunto de acciones coordinadas
por el personal a cargo de las Instalaciones de Generación, Transmisión y Clientes,
definidas por la Empresa, para que de manera segura, confiable y organizada, sea
posible restablecer el suministro eléctrico en las zonas afectadas por una Pérdida Total o
Parcial de Servicio, en el menor tiempo posible.
Al respecto, la NTSSMM indica lo siguiente:
“Artículo 5-18
Las bases sobre las que se sustenta el PRS están constituidas por la experiencia operativa
acumulada por la Empresa, como así también, por los resultados de los Estudios
establecidos en el Título 6-2 de la presente NT, los cuales en conjunto establecerán los
principios generales y las prioridades para definir la estrategia de recuperación a seguir
frente a cada escenario de Apagón Total o Apagón Parcial. La Empresa deberá elaborar
el PRS, de manera de cumplir con las exigencias de SyCS de la presente NT.”
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3 Planes de recuperación de Servicio del Sistema Mediano de Punta
Arenas
En este capítulo se presentan los Planes de Recuperación de Servicio para el Sistema
Mediano de Punta Arenas. En el Anexo se incluyen los planes de emergencia vigentes de
EDELMAG, los cuales detallan la secuencia paso a paso de la recuperación del servicio.
3.1 Plan N°1: Pérdida Total del Servicio por Detención de la Unidad N°1 Hitachi
Este caso de pérdida total del servicio corresponde a un escenario en que la central
Hitachi está en operación y abastece gran parte de la demanda total del sistema Punta
Mediano de Punta Arenas, y se produce una contingencia que deja fuera de servicio
dicha central.
3.1.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
coordinación de despachos entre las Centrales Tres Puentes y Punta Arenas (CTP y CPA
respectivamente), junto con la verificación de la demanda instantánea del sistema y de
los alimentadores. Por otro lado, se debe considerar el reinicio de las protecciones de
frecuencia, y la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles con partida
autónoma. Finalmente, es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del
servicio de los alimentadores.
3.1.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Aislar barras de 11,5 kV en CTP y 13,2 kV en CPA, abriendo la línea de 66 kV junto
con la aislación del generador fallado y cada uno de los alimentadores del
sistema.
2. Preparar la generación dando partida a las unidades diésel con partida
autónoma, tanto en CTP y CPA.
3. Sincronizar unidades de CPA y energizar la línea de 66 kV.
4. Conectar la línea de 66 kV desde CTP y dar partida a las unidades a gas
disponibles, junto con sincronizar las unidades diésel de CTP.
5. Coordinando entre CTP y CPA, recuperar el servicio gradualmente, cerrando los
interruptores de los alimentadores según el orden de prioridad correspondiente.
Es necesario tomar en consideración que el ingreso del Parque Eólico Cabo Negro se
realizará junto con la recuperación del servicio del Alimentador N°6, conservando el
orden de prioridad de recuperación de alimentadores ya definido.
3.1.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Para una mejor comprensión del plan de recuperación de servicio, este se dividirá en
etapas, y cada una de éstas será explicada por medio de un diagrama de bloques.
3.1.3.1 Preparación de la Topología del Sistema
Para recuperar el servicio del sistema es pertinente prepararlo previo a la energización,
tal como se muestra en la Figura 3-1, donde las operaciones realizadas en CTP están
indicadas en color azul, mientras que aquellas en CPA se indican en color naranja.
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15 Enero 2016
Figura 3-1: Plan N°1: Preparación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul CTP, y en
color naranja CPA)
3.1.3.2 Preparación de la Generación
Luego de preparar la topología del sistema, es necesario preparar la generación en
ambas centrales, CTP y CPA, con tal de recuperar el servicio eficazmente. Esto se muestra
en la Figura 3-2.
Figura 3-2: Plan N°1: Preparación de la generación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color
azul CTP, y en color naranja CPA)
Es necesario notar que en este caso las maniobras a ser realizadas en CTP deben
ejecutarse en forma posterior a aquellas a ejecutarse en CPA.
3.1.3.3 Recuperación del Suministro
El último paso del plan de recuperación del servicio requiere la restauración del suministro
a todos los alimentadores en CTP y CPA. Esto se muestra en la Figura 3-3.
Aislar Generación
Fallada
Coordinación entre
despachos y verificación
de protecciones
operadas
Apertura línea 66 kV
Apertura de alimentadores y aislar barra
11,5 kV
Resetear relés de baja
frecuencia
Coordinación entre
despachos y verificación de protecciones
operadas
Aislar CPA de CTP (apertura
lineas interconexión)
Apertura de alimentadores
Resetear relés de baja
frecuencia
Dar partida a unidades
diesel
Conexión de línea de 66 kV
Conexión barras de 11,5
y 13,2 kV, y partida
unidades a gas
Sincronización de unidades
diesel
Dar partida a unidades
diesel
Sincronización de unidades
Energización de línea de 66
kV
Dar aviso a CTP para realizar
maniobras de esta etapa
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16 Enero 2016
Figura 3-3: Plan N°1: Recuperación del servicio del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color
azul CTP, y en color naranja CPA)
Finalmente es necesario recordar que la reposición de suministro de los alimentadores, a
través del cierre de los interruptores de cabecera, se debe realizar manteniendo el orden
de prioridad, y coordinadamente entre CTP y CPA para no provocar rechazos de carga.
3.1.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
3.1.4.1 Aislamiento central fallada, apertura de línea de 66 kV y de alimentadores en
CTP
En la Figura 3-4 se muestran los primeros pasos luego de la salida súbita de la Unidad N°1,
ordenados cronológicamente por color: Rojo, Morado y Celeste (pasos 1, 2 y 3
respectivamente). Así, se indican a través de los círculos de colores las aperturas de los
interruptores marcados, en el orden cronológico ya mencionado.
Figura 3-4: Plan N°1: Preparación del Sistema en CTP
Coordinación entre CTP y CPA
Reposición suministro alimentadores CTP
por prioridad
Reposición suministro alimentadores CPA
por prioridad
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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17 Enero 2016
3.1.4.2 Apertura línea 66 kV, y apertura de alimentadores en CPA, aislamiento barra 11,5
kV de CTP y puesta en marcha centrales diésel en CPA
En la Figura 3-5 se muestran los pasos consecutivos, conservando el orden cronológico de
los círculos de colores. Se indican en rojo y morado, aperturas de interruptores marcados,
y en celeste la puesta en marcha, y posterior sincronización de las unidades marcadas.
Figura 3-5: Plan N°1: Preparación del Sistema en CPA
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14A
lim. 1
3
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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18 Enero 2016
3.1.4.3 Puesta en marcha unidades diésel CTP y CPA, y conexión línea 66 kV desde CPA
En la Figura 3-6 se muestran los pasos consecutivos, conservando el orden cronológico de
los círculos de colores. En rojo se indica la señal de partida a las unidades marcadas, en
morado, el cierre de los interruptores marcados, y en celeste, el cierre de los interruptores
marcados.
Figura 3-6: Plan N°1: Preparación de la Generación
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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19 Enero 2016
3.1.4.4 Puesta en marcha y sincronización unidades CTP
En la Figura 3-7 se muestran los pasos consecutivos, conservando el orden cronológico de
los círculos de colores. En rojo se indica la señal de partida de las unidades marcadas, en
morado se indica la señal de partida y sincronización a la unidad marcada, y en celeste,
la sincronización de las unidades marcadas.
Figura 3-7: Plan N°1: Sincronización de la generación
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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20 Enero 2016
3.1.4.5 Reposición de suministro por alimentador
En la Figura 3-8 se muestra en rojo el último paso del plan de recuperación de servicio,
que consiste en la reposición de suministro de los alimentadores, a través del cierre de los
interruptores de cabecera, se debe realizar manteniendo el orden de prioridad, y
coordinadamente entre CTP y CPA.
Figura 3-8: Plan N°1: Reposición del servicio
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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21 Enero 2016
3.2 Plan N°2: Desconexión de la Unidad N°1 Hitachi en paralelo con las unidades N°4, N°7,
N°8, y N°9
Este caso de pérdida de parcial del servicio en el sistema de Punta Arenas es provocado
por la salida intempestiva de la Unidad N°1 Hitachi, que causa la operación de algunos
escalones del EDAC, dejando fuera una porción importante de clientes.
3.2.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
coordinación de despachos entre las Centrales Tres Puentes y Punta Arenas (CTP y CPA
respectivamente), junto con la verificación de la demanda instantánea del sistema y de
los alimentadores. Por otro lado, se debe considerar el reinicio de las protecciones de
frecuencia, y la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles. Finalmente,
es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del servicio de los alimentadores.
3.2.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Aislar barras generación fallada, y restaurar relés de baja frecuencia del sistema.
2. Preparar la generación dando partida a las unidades diésel con partida
autónoma en CTP y CPA.
3. Sincronizar unidades de CPA, junto aquellas unidades diésel de CTP.
4. Coordinando entre CTP y CPA recuperar el servicio gradualmente en los
alimentadores, de manera parcial o total, dependiendo del despacho disponible,
según el orden de prioridad correspondiente.
Es necesario tomar en consideración que el ingreso del Parque Eólico Cabo Negro se
realizará junto con la recuperación del servicio del Alimentador N°6, conservando el
orden de prioridad de recuperación de alimentadores ya definido.
3.2.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Para una mejor comprensión del plan de recuperación de servicio, este se dividirá en
etapas, y cada una de éstas será explicada por medio de un diagrama de bloques.
3.2.3.1 Preparación de la Topología del Sistema
Para recuperar el servicio del sistema es pertinente prepararlo previo a la energización,
tal como se muestra en la Figura 3-9, donde las operaciones realizadas en CTP están
indicadas en color azul, mientras que aquellas en CPA se indican en color naranja.
Figura 3-9: Plan N°2: Preparación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul CTP, y en
color naranja CPA)
Aislar Generación Fallada
Coordinación entre despachos y
verificación de protecciones operadas
Resetear relés de baja frecuencia
Coordinación entre despachos y
verificación de protecciones operadas
Resetear relés de baja frecuencia
Verificar protecciones operadas en línea 66
kV
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22 Enero 2016
3.2.3.2 Preparación de la Generación
Luego de preparar el sistema, es necesario preparar la generación en ambas centrales,
CTP y CPA, con tal de recuperar el servicio eficazmente. Esto se muestra en la Figura 3-10.
Figura 3-10: Plan N°2: Preparación de la generación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en
color azul CTP, y en color naranja CPA)
3.2.3.3 Recuperación del Suministro
El último paso del plan de recuperación del servicio requiere la restauración del suministro
a todos los alimentadores en CTP y CPA. Esto se muestra en la Figura 3-11.
Figura 3-11: Plan N°2: Recuperación del servicio del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color
azul CTP, y en color naranja CPA)
Esta reposición del suministro se debe realizar teniendo en cuenta el despacho del sistema
y la demanda del momento en que ocurre la emergencia, por lo que inicialmente se
recuperan parcialmente a algunos alimentadores, para luego terminar de reponer el
servicio una vez que el despacho lo permita.
Finalmente es necesario recordar que la reposición de suministro de los alimentadores, a
través del cierre de los interruptores de cabecera, se debe realizar manteniendo el orden
de prioridad, y coordinadamente entre CTP y CPA.
3.2.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
3.2.4.1 Aislamiento central fallada, y puesta en marcha unidades diésel en CTP y CPA
En la Figura 3-12 se muestran los primeros pasos luego de la salida súbita de la Unidad N°1,
ordenados cronológicamente por color: Rojo, Morado y Celeste (pasos 1, 2 y 3
respectivamente). Se indican en rojo, la apertura del interruptor marcado, en morado la
Dar partida a unidades diesel Sincronización de unidades diesel
Dar partida a unidades diesel Sincronización de unidades
Coordinación entre CTP y CPA
Reposición suministro alimentadores CTP
por prioridad
Reposición suministro alimentadores CPA
por prioridad
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23 Enero 2016
puesta en marcha, y posterior sincronización de las unidades marcadas, y en celeste, la
puesta en marcha, y posterior sincronización de la unidad marcada.
Figura 3-12: Plan N°2: Preparación del sistema y generación
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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3.2.4.2 Reposición de suministro por alimentador
En la Figura 3-13 se muestra en rojo el último paso del plan de recuperación de servicio,
que consiste en la reposición de suministro de los alimentadores, que se debe realizar
teniendo en cuenta el despacho del sistema y la demandas del momento, por lo que
inicialmente solo es posible energizar parcialmente a algunos alimentadores, para luego
terminar de reponer el servicio una vez que el despacho lo permita. Esto se debe realizar
manteniendo el orden de prioridad, y coordinadamente entre CTP y CPA.
Figura 3-13: Plan N°2: Recuperación de servicio
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
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25 Enero 2016
3.3 Plan N°3: Apertura de interruptor de poder 52BT1 o 52BT2 por falla en línea 66 kV
Este caso de pérdida de parcial del servicio es provocado por la apertura de los
interruptores de la línea de 66 kV, lo cual produce la pérdida del servicio en CPA, dejando
sólo energizado a CTP y a los alimentadores correspondientes a ésta.
3.3.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
coordinación de despachos entre las Centrales Tres Puentes y Punta Arenas (CTP y CPA
respectivamente), junto con la verificación de la demanda instantánea del sistema y de
los alimentadores. Por otro lado, se debe considerar la verificación de las protecciones, y
la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles. Finalmente, es necesario
tener en cuenta la prioridad de reposición del servicio de los alimentadores en CPA.
3.3.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Ajustar consignas de tensión y frecuencia en CTP, y aislar barra 13,2 kV en CPA,
junto con la línea de 66 kV.
2. Conectar la línea de 23 kV de respaldo, desde CPA.
3. Preparar la generación dando partida y sincronizando las unidades diésel en CPA.
4. Coordinando entre los centros de control de CTP y CPA, proceder a la
recuperación del servicio gradual en los alimentadores, tomando en cuenta los
ajustes de tensión y frecuencia en CTP, la carga total de la línea de 23 kV, y el
despacho de las unidades de CPA, con tal de abastecer la demanda.
Es caso que el Parque Eólico Cabo Negro quede fuera de servicio, su reingreso quedará
supeditada a la recuperación del servicio del sistema.
3.3.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Para una mejor comprensión del plan de recuperación de servicio, este se dividirá en
etapas, y cada una de éstas será explicada por medio de un diagrama de bloques.
3.3.3.1 Preparación de la Topología del Sistema
Para recuperar el servicio del sistema es pertinente prepararlo previo a la energización,
tal como se muestra en la Figura 3-14, donde las operaciones realizadas en CTP están
indicadas en color azul, mientras que aquellas en CPA se indican en color naranja.
Figura 3-14: Plan N°3: Preparación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul CTP, y en
color naranja CPA)
Coordinación entre despachos y verificación de protecciones operadas
Coordinación entre despachos
Abrir interruptores línea 66 kV
Apertura de alimentadores
Conexión línea 23 kV
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26 Enero 2016
3.3.3.2 Preparación de la Generación y Recuperación del Suministro
Luego de preparar el sistema, es necesario preparar la generación disponible en las
centrales CTP y CPA, con tal de recuperar el servicio eficazmente. Esto se muestra en la
Figura 3-15.
Figura 3-15: Plan N°3: Recuperación del servicio del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color
azul CTP, y en color naranja CPA)
La reposición del suministro se debe realizar teniendo en cuenta el despacho del sistema
y la carga total de la línea de 23 kV, por lo que es necesario despachar unidades de CPA
a medida que la demanda lo requiera.
Finalmente es necesario recordar que la reposición de suministro de los alimentadores, a
través del cierre de los interruptores de cabecera, se debe realizar manteniendo el orden
de prioridad, y coordinadamente entre CTP y CPA.
Ajuste de consignas de frecuencia y tensión
Ajuste de consignas de frecuencia y tensión con la reposición de
cada alimentador
Reponer suministro a
Alimentadores N°1 y N°2
Dar partida a unidades
diesel
Reponer suministro
Alimentador N°3
Partida y sincronización de unidades
diesel restantes
Reponer suministro a los alimentadores
restantes
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27 Enero 2016
3.3.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
3.3.4.1 Aislamiento línea 66 kV, conexión línea 23 kV, y reposición consumos principales
En la Figura 3-16 se indican en rojo, la apertura de los interruptores marcados, en morado
el cierre del interruptor marcado, y en celeste, el cierre de los interruptores marcados.
Figura 3-16: Plan N°3: Preparación del sistema en CPA
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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28 Enero 2016
3.3.4.2 Reposición de suministro por alimentador, y partida unidades diésel CPA
En la Figura 3-17 se muestra en rojo la partida a la unidad indicada, en morado el cierre
del interruptor marcado, y en celesta la puesta en marcha y sincronización de las
unidades marcadas.
Figura 3-17: Plan N°3: Inicio de recuperación de servicio
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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29 Enero 2016
3.3.4.3 Reposición de suministro alimentadores restantes
En la Figura 3-18 se muestra en rojo los interruptores siguientes a ser cerrados, junto con la
unidad restante a ser sincronizada para completar el PRS. Es necesario notar que la
sincronización y cierre de interruptores restante debe ser efectuada tomando en cuenta
la carga total de la línea de 23 kV, junto con la demanda de cada alimentador.
Figura 3-18: Plan N°3: Finalización de la recuperación de servicio
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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30 Enero 2016
3.4 Plan N°4: Desconexión de una de las unidades N°4, N°7, N°8, o N°9, estando de base
la Unidad N°1
Este caso de pérdida de parcial del servicio es provocado por la salida intempestiva de
una de las unidades N°4, N°7, N°8, o N°9, estando de base la Unidad N°1. Esto causa la
operación de algunos escalones del EDAC, dejando fuera una porción importante de
clientes.
3.4.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
coordinación de despachos entre las Centrales Tres Puentes y Punta Arenas (CTP y CPA
respectivamente), junto con la verificación de la demanda instantánea del sistema y de
los alimentadores. Por otro lado, se debe considerar el reinicio de las protecciones de
frecuencia, y la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles. Finalmente,
es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del servicio de los alimentadores.
3.4.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Aislar barras generación fallada, y restaurar relés de baja frecuencia del sistema.
2. Preparar la generación dando partida a las unidades diésel en CTP y CPA.
3. Sincronizar unidades de CPA, junto aquellas unidades diésel de CTP.
4. Coordinando entre CTP y CPA, recuperar el servicio gradualmente en los
alimentadores, de manera parcial o total, dependiendo del despacho disponible,
según el orden de prioridad correspondiente.
Es necesario tomar en consideración que el ingreso del Parque Eólico Cabo Negro se
realizará junto con la recuperación del servicio del Alimentador N°6, conservando el
orden de prioridad de recuperación de alimentadores ya definido.
3.4.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Para una mejor comprensión del plan de recuperación de servicio, este se dividirá en
etapas, y cada una de éstas será explicada por medio de un diagrama de bloques.
3.4.3.1 Preparación de la Topología del Sistema
Para recuperar el servicio del sistema es pertinente prepararlo previo a la energización,
tal como se muestra en la Figura 3-19, donde las operaciones realizadas en CTP están
indicadas en color azul, mientras que aquellas en CPA se indican en color naranja.
Figura 3-19: Plan N°4: Preparación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul CTP, y en
color naranja CPA)
Aislar Generación Fallada
Coordinación entre despachos y
verificación de protecciones operadas
Resetear relés de baja frecuencia
Coordinación entre despachos y
verificación de protecciones operadas
Resetear relés de baja frecuencia
Verificar protecciones operadas en línea 66
kV
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31 Enero 2016
3.4.3.2 Preparación de la Generación
Luego de preparar el sistema, es necesario preparar la generación en ambas centrales,
CTP y CPA, con tal de recuperar el servicio eficazmente. Esto se muestra en la Figura 3-20.
Figura 3-20: Plan N°4: Preparación de la generación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en
color azul CTP, y en color naranja CPA)
3.4.3.3 Recuperación del Suministro
El último paso del plan de recuperación del servicio requiere la restauración del suministro
a todos los alimentadores en CTP y CPA. Esto se muestra en la Figura 3-21.
Figura 3-21: Plan N°4: Preparación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul CTP, y en
color naranja CPA)
Esta reposición del suministro se debe realizar teniendo en cuenta el despacho del sistema
y la demanda del momento, por lo que inicialmente se recuperarán parcialmente a
algunos alimentadores, para luego terminar de reponer el servicio una vez que el
despacho lo permita.
Finalmente es necesario recordar que la reposición de suministro de los alimentadores, a
través del cierre de los interruptores de cabecera, se debe realizar manteniendo el orden
de prioridad y la coordinación entre los centros de control CTP y CPA.
3.4.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
3.4.4.1 Aislamiento central fallada, y puesta en marcha unidades diésel CTP y CPA
En la Figura 3-22 se muestran los primeros pasos luego de la salida súbita de una de las
unidades N°4, N°7, N°8 o N°9, ordenados cronológicamente por color: Rojo, Morado y
Celeste (pasos 1, 2 y 3 respectivamente). Se indican en rojo, la apertura de uno de los
interruptores marcados, correspondiente a la central fallada, en morado la puesta en
Dar partida a unidades diesel Sincronización de unidades diesel
Dar partida a unidades diesel Sincronización de unidades diesel
Coordinación entre CTP y CPA
Reposición suministro alimentadores CTP
por prioridad
Reposición suministro alimentadores CPA
por prioridad
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32 Enero 2016
marcha, y posterior sincronización de las unidades marcadas, y en celeste, la puesta en
marcha, y posterior sincronización de la unidad marcada.
Figura 3-22: Plan N°4: Preparación del sistema y generación
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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33 Enero 2016
3.4.4.2 Reposición de suministro por alimentador
En la Figura 3-23 se muestra en rojo el último paso del plan de recuperación de servicio,
que consiste en la reposición de suministro de los alimentadores, que se debe realizar
teniendo en cuenta el despacho del sistema, por lo que se debe considerar la
energización parcial de algunos alimentadores inicialmente, para luego terminar de
reponer el servicio una vez que el despacho lo permita. Esto se debe realizar manteniendo
el orden de prioridad, y coordinadamente entre CTP y CPA.
Figura 3-23: Plan N°4: Recuperación de servicio
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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34 Enero 2016
3.5 Plan N°5: Apertura interruptor 52DT2 en demanda baja, dejando sin servicio la barra
de 13,2 kV de CTP
Este caso de pérdida de parcial del servicio es provocada por la apertura del interruptor
52DT2 (posible falla del transformador 11,5/13.2 kV), dejando fuera a todos los
alimentadores de CTP, e incluso dejando sin servicios auxiliares a la Unidad N°4, la que en
caso de estar funcionando se detiene. Este plan considera que la contingencia ocurre en
horario de demanda baja.
3.5.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
coordinación de despachos entre las Centrales Tres Puentes y Punta Arenas (CTP y CPA
respectivamente), junto con la verificación de la demanda instantánea del sistema y de
los alimentadores. Por otro lado, se debe considerar la puesta en marcha de las unidades
generadoras disponibles. Finalmente, es necesario tener en cuenta la prioridad de
reposición del servicio de los alimentadores.
3.5.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Aislar transformador fallado, y verificar salida de operación de PE Cabo Negro.
2. Conectar la línea de 23 kV para potenciar transferencias entre CTP y CPA.
3. Enmallar por distribución Alimentadores N°9 y N°4 para energizar barra 13,2 kV.
4. Dar partida y sincronizar las unidades N°2 y N°5 en CTP.
5. Enmallar por distribución Alimentadores 7 y 12 para potenciar barra 13,2 kV en CTP.
6. Coordinando entre CTP y CPA, recuperar el servicio gradualmente en los
alimentadores de CTP.
Es necesario tomar en consideración que el ingreso del Parque Eólico Cabo Negro se
realizará junto con la recuperación del servicio del Alimentador N°6, conservando el
orden de prioridad de recuperación de alimentadores ya definido.
3.5.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Para una mejor comprensión del plan de recuperación de servicio, este se dividirá en
etapas, y cada una de éstas será explicada por medio de un diagrama de bloques.
3.5.3.1 Preparación de la Topología del Sistema
Para recuperar el servicio del sistema es necesario prepararlo previo a la energización, tal
como se muestra en la Figura 3-24, donde las operaciones realizadas en CTP están
indicadas en color azul, mientras que aquellas en CPA se indican en color naranja.
Figura 3-24: Plan N°5: Preparación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul CTP, y en
color naranja CPA)
Coordinación entre despachos y
verificación de protecciones
operadas
Verificación salida PE Cabo Negro y
apertura alimentadores CTP
Apertura desconectadores
(AT y BT) Transformador
11,5/13,2 kV
Cierre interruptor Alimentador n°4 posterior al cierre
del equipo D-7
Coordinación entre despachos
Conexión línea 23 kV
Cierre equipo de manibora D-7, enmallando alimentadores
N°4 y N°9
Cierre equipo de maniobra D-12, enmallando alimentadores
N°7 y N°12
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35 Enero 2016
3.5.3.2 Preparación de la Generación
Luego de preparar el sistema, es necesario preparar la generación en ambas centrales,
de CTP, con tal de recuperar el servicio eficazmente. Esto se muestra en la Figura 3-25.
Figura 3-25: Plan N°5: Preparación de la generación en color CTP
3.5.3.3 Recuperación del Suministro
El último paso del plan de recuperación del servicio requiere la restauración del suministro
a todos los alimentadores en CTP y CPA. Esto se muestra en la Figura 3-26.
Figura 3-26: Plan N°5: Recuperación del servicio en CTP
Finalmente es necesario recordar que la reposición de suministro de los alimentadores, a
través del cierre de los interruptores de cabecera, se debe realizar manteniendo el orden
de prioridad, y coordinadamente entre CTP y CPA.
Dar partida a unidades diesel N°2 y N°5
Sincronización de unidades diesel N°2 y N°5
Coordinación entre CTP y CPA
Reposición suministro alimentadores CTP
por prioridad
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36 Enero 2016
3.5.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
3.5.4.1 Aislamiento transformador fallado, y conexión de línea 23 kV desde CPA
En la Figura 3-27 se indican en rojo, la apertura de los interruptores marcados, en morado
la apertura de desconectadores del transformador correspondiente, y en celeste, el
cierre del interruptor marcado.
Figura 3-27: Plan N°5: Aislamiento transformador fallado, y conexión de línea 23 kV
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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Medianos de Magallanes
37 Enero 2016
3.5.4.2 Traspaso de carga entre alimentadores N°4 y N°9, y partida y sincronización de
unidades N°2 y N°5 en CTP
En la Figura 3-28 se muestra en rojo el traspaso de carga entre los alimentadores N°4 y N°9
a través del cierre del equipo D-7, en morado el cierre del interruptor marcado, y en
celeste la partida y sincronización de las unidades marcadas.
Figura 3-28: Plan N°5: Energización barra 13,2 kV en CTP y preparación de la generación
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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Medianos de Magallanes
38 Enero 2016
3.5.4.3 Reposición de suministro por alimentador, y traspaso de carga entre
alimentadores N°7 y N°12
En la Figura 3-29 se muestra en rojo el cierre del interruptor marcado, en morado el
traspaso de carga por distribución entre los alimentadores N°7 y N°12 a través del cierre
del equipo D-12, y en celeste la reposición de suministro de los alimentadores restantes,
manteniendo el orden de prioridad.
Figura 3-29: Plan N°5: Traspasos de carga por distribución y recuperación del servicio
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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39 Enero 2016
3.6 Plan N°6: Apertura interruptor 52DT2 en demanda alta, dejando sin servicio la barra de
13,2 kV de CTP
Este caso de pérdida de parcial del servicio es provocada por la apertura del interruptor
52DT2, dejando fuera a todos los alimentadores de CTP, e incluso dejando sin servicios
auxiliares a la Unidad N°4, la que en caso de estar funcionando se detiene. Este plan
considera que la contingencia ocurre en horario de demanda alta.
3.6.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
coordinación de despachos entre las Centrales Tres Puentes y Punta Arenas (CTP y CPA
respectivamente), junto con la verificación de la demanda instantánea del sistema y de
los alimentadores. Por otro lado, se debe considerar la puesta en marcha de las unidades
generadoras disponibles. Finalmente, es necesario tener en cuenta la prioridad de
reposición del servicio de los alimentadores.
3.6.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Aislar transformador fallado, y verificar salida de operación de PE Cabo Negro.
2. Conectar la línea de 23 kV para potenciar transferencias entre CTP y CPA.
3. Desconectar ramales de Alimentador N°7, y proceder a enmallar por distribución
Alimentadores N°7 y N°12 para energizar barra 13,2 kV.
4. Reconfigurar carga de alimentadores en CPA por distribución
5. Dar partida y sincronizar las unidades N°2 y N°5 en CTP.
6. Enmallar por distribución Alimentadores 4 y 9 para potenciar barra 13,2 kV en CTP.
7. Coordinando entre CTP y CPA, recuperar el servicio gradualmente en los
alimentadores.
Es necesario tomar en consideración que el ingreso del Parque Eólico Cabo Negro se
realizará junto con la recuperación del servicio del Alimentador N°6, conservando el
orden de prioridad de recuperación de alimentadores ya definido.
3.6.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Para una mejor comprensión del plan de recuperación de servicio, este se dividirá en
etapas, y cada una de éstas será explicada por medio de un diagrama de bloques.
3.6.3.1 Preparación de la Topología del Sistema
Para recuperar el servicio del sistema es necesario prepararlo previo a la energización, tal
como se muestra en la Figura 3-30, donde las operaciones realizadas en CTP están
indicadas en color azul, mientras que aquellas en CPA se indican en color naranja.
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40 Enero 2016
Figura 3-30: Plan N°6: Preparación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul CTP, y en
color naranja CPA)
3.6.3.2 Preparación de la Generación
Luego de preparar el sistema, es necesario preparar la generación en centrales de CTP,
con tal de recuperar el servicio eficazmente. Esto se muestra en la Figura 3-31.
Figura 3-31: Plan N°6: Preparación de la generación en CTP
3.6.3.3 Recuperación del Suministro
El último paso del plan de recuperación del servicio requiere la restauración del suministro
a todos los alimentadores en CTP y CPA. Esto se muestra en la Figura 3-32.
Figura 3-32: Plan N°6: Recuperación de servicio en CTP
Esta reposición del suministro se debe realizar teniendo en cuenta el despacho y la
demanda del sistema, por lo que inicialmente solo es posible alimentar parcialmente a
algunos alimentadores, para luego terminar de reponer el servicio una vez que el
despacho lo permita
Finalmente es necesario recordar que la reposición de suministro de los alimentadores, a
través del cierre de los interruptores de cabecera, se debe realizar manteniendo el orden
de prioridad y la coordinación entre CTP y CPA.
Coordinación entre
despachos y verificación de protecciones
operadas
Verificación salida PE Cabo
Negro y apertura
alimentadores CTP
Apertura desconectador
es (AT y BT) Transformador
11,5/13,2 kV
Cierre interruptor Alimentador n°7
(posterior al cierre del
equipo D-12)
Coordinación entre despachos
Conexión línea 23 kV y desconexión
de carga Alimentador N°12
Cierre equipo de maniobra D-12, traspasando la
carga del alimentador N°7 al
N°12
Maniobras de traspaso de carga
entre alimentadores, manteniendo el
servicio, y enmallando
alimentadores CPA y CTP
Dar partida a unidades diesel N°2 y N°5
Sincronización de unidades diesel N°2 y N°5
Coordinación entre CTP y CPA
Reposición suministro alimentadores CTP
por prioridad
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41 Enero 2016
3.6.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
3.6.4.1 Aislamiento transformador fallado, y conexión línea 23 kV desde CPA
En la Figura 3-33 se indican en rojo, la apertura de los interruptores marcados, en morado
la apertura de desconectadores del transformador correspondiente, y en celeste, el
cierre del interruptor marcado.
Figura 3-33: Plan N°6: Aislamiento transformador fallado, y conexión línea 23 kV desde CPA
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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42 Enero 2016
3.6.4.2 Traspaso de carga entre alimentadores N°7 y N°12, y partida y sincronización de
unidades N°2 y N°5 en CTP
En la Figura 3-34 se muestra en rojo el traspaso de carga entre los alimentadores N°7 y
N°12 a través del cierre del equipo D-12, luego de varias maniobras de transferencia de
clientes en los alimentadores de CPA, en morado el cierre del interruptor marcado, y en
celeste la partida y sincronización de las unidades marcadas.
Figura 3-34: Plan N°6: Energización barras 13,2 kV CTP y preparación de la generación
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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43 Enero 2016
3.6.4.3 Reposición de suministro por alimentador, y traspaso de carga entre
alimentadores N°4 y N°9
En la Figura 3-35 se muestra en rojo el cierre de los interruptores marcados, que se realiza
en conjunción con múltiples maniobras de traspaso de carga entre los alimentadores de
CPA, y el enmallamiento de los alimentadores N°4 y N°9 a través del cierre del equipo D-
7.
Figura 3-35: Plan N°6: Recuperación de servicio en CTP
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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44 Enero 2016
3.7 Plan N°7: Pérdida Total del Servicio por detención de dos o más turbogeneradores
Este caso de pérdida total del servicio corresponde a un escenario en que la demanda
del sistema es abastecida por una combinación de las unidades N°4, N°7, N°8, y N°9, y se
produce una contingencia que deja fuera de servicio a dos o más de estos
turbogeneradores.
3.7.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
coordinación de despachos entre las Centrales Tres Puentes y Punta Arenas (CTP y CPA
respectivamente), junto con la verificación de la demanda instantánea del sistema y de
los alimentadores. Por otro lado, se debe considerar el reinicio de las protecciones de
frecuencia, y la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles con partida
autónoma. Finalmente, es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del
servicio de los alimentadores.
3.7.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Aislar barras de 11,5 kV y 13,2 kV en CTP y 13,2 kV en CPA, abriendo la línea de 66
kV, junto con la aislación del generador fallado y cada uno de los alimentadores
del sistema.
2. Preparar la generación dando partida a las unidades diésel con partida
autónoma, tanto en CTP y CPA.
3. Sincronizar unidades de CPA y energizar la línea de 66 kV.
4. Conectar la línea de 66 kV desde CTP y dar partida a las unidades a gas
disponibles, junto con sincronizar las unidades diésel de CTP.
5. Coordinando entre CTP y CPA, recuperar el servicio gradualmente, cerrando los
interruptores de los alimentadores según el orden de prioridad correspondiente.
Es necesario tomar en consideración que el ingreso del Parque Eólico Cabo Negro se
realizará junto con la recuperación del servicio del Alimentador N°6, conservando el
orden de prioridad de recuperación de alimentadores ya definido.
3.7.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Para una mejor comprensión del plan de recuperación de servicio, este se dividirá en
etapas, y cada una de éstas será explicada por medio de un diagrama de bloques.
3.7.3.1 Preparación de la Topología del Sistema
Para recuperar el servicio del sistema es necesario prepararlo previo a la energización, tal
como se muestra en la Figura 3-36, donde las operaciones realizadas en CTP están
indicadas en color azul, mientras que aquellas en CPA se indican en color naranja.
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45 Enero 2016
Figura 3-36: Plan N°7: Preparación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul CTP, y en
color naranja CPA)
3.7.3.2 Preparación de la Generación
Luego de preparar la topología del sistema, es necesario preparar la generación en
ambas centrales, CTP y CPA, con tal de recuperar el servicio eficazmente. Esto se muestra
en la Figura 3-37.
Figura 3-37: Plan N°7: Preparación de la generación Sistema Mediano de Punta Arenas (en color
azul CTP, y en color naranja CPA)
Es necesario notar que en este caso las maniobras a ser realizadas en CTP deben
ejecutarse en forma posterior a aquellas a ejecutarse en CPA.
3.7.3.3 Recuperación del Suministro
El último paso del plan de recuperación del servicio requiere la restauración del suministro
a todos los alimentadores en CTP y CPA. Esto se muestra en la Figura 3-38.
Aislar Generación
Fallada
Coordinación entre
despachos y verificación
de protecciones
operadas
Apertura línea 66 kV
Apertura de alimentadores y aislar barra
11,5 kV
Resetear relés de baja
frecuencia
Coordinación entre
despachos y verificación de protecciones
operadas
Aislar CPA de CTP (apertura
lineas interconexión)
Apertura de alimentadores
Resetear relés de baja
frecuencia
Dar partida a unidades
diesel
Conexión de línea de 66 kV
Conexión barras de 11,5
y 13,2 kV, y partida
unidades a gas
Sincronización de unidades
diesel
Dar partida a unidades
diesel
Sincronización de unidades
Energización de línea de 66
kV
Dar aviso a CTP para realizar
maniobras de esta etapa
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Figura 3-38: Plan N°7: Recuperación de servicio del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color
azul CTP, y en color naranja CPA)
Finalmente es necesario recordar que la reposición de suministro de los alimentadores, a
través del cierre de los interruptores de cabecera, se debe realizar manteniendo el orden
de prioridad, y coordinadamente entre CTP y CPA para no provocar rechazos de carga.
3.7.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
3.7.4.1 Aislamiento central fallada, apertura de línea de 66 kV y de alimentadores CTP
En la Figura 3-39 se indica en rojo las aperturas de los interruptores marcados
correspondientes a la generación fallada, en morado la apertura de los interruptores
marcados, y en celeste la apertura de los interruptores marcados.
Figura 3-39: Plan N°7: Preparación del sistema
Coordinación entre CTP y CPA
Reposición suministro alimentadores CTP
por prioridad
Reposición suministro alimentadores CPA
por prioridad
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
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3.7.4.2 Apertura línea 66 kV, y apertura de alimentadores CPA, aislamiento barra 11,5 kV
CTP y puesta en marcha centrales diésel CPA
En la Figura 3-40 se muestran los pasos consecutivos, conservando el orden cronológico
de los círculos de colores. Se indican en rojo y morado, aperturas de interruptores
marcados, y en celeste la puesta en marcha, y posterior sincronización de las unidades
marcadas.
Figura 3-40: Plan N°7: Aislar barras de CTP - CPA y preparación de generación
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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Medianos de Magallanes
48 Enero 2016
3.7.4.3 Puesta en marcha unidades diésel CTP y CPA, y conexión línea 66 kV desde CPA
En la Figura 3-41 se muestran los pasos consecutivos, conservando el orden cronológico
de los círculos de colores. En rojo se indica la señal de partida a las unidades marcadas,
en morado, el cierre de los interruptores marcados, y en celeste, el cierre de los
interruptores marcados.
Figura 3-41: Plan N°7: Puesta en marcha unidades diésel CTP y CPA, y conexión línea 66 kV desde
CPA
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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Medianos de Magallanes
49 Enero 2016
3.7.4.4 Puesta en marcha y sincronización unidades CTP
En la Figura 3-42 se muestran los pasos consecutivos, conservando el orden cronológico
de los círculos de colores. En rojo se indica la señal de partida y sincronización a la unidad
marcada, en morado se indica la señal de partida de las unidades marcadas que no
estén falladas, y en celeste, la sincronización de las unidades marcadas.
Figura 3-42: Plan N°7: Puesta en marcha y sincronización unidades CTP
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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50 Enero 2016
3.7.4.5 Reposición de suministro por alimentador
En la Figura 3-43 se muestra en rojo el último paso del plan de recuperación de servicio,
que consiste en la reposición de suministro de los alimentadores, a través del cierre de los
interruptores de cabecera, se debe realizar manteniendo el orden de prioridad, y
coordinadamente entre CTP y CPA.
Figura 3-43: Plan N°7: Recuperación de servicio
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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51 Enero 2016
3.8 Plan N°8: Desconexión de una de las unidades N°4, N°7, N°8, o N°9
Este caso de pérdida de parcial del servicio es provocado por la salida intempestiva de
una de las unidades N°4, N°7, N°8, o N°9, que causa la operación de algunos escalones
del EDAC, dejando fuera una porción de los clientes.
3.8.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
coordinación de despachos entre las Centrales Tres Puentes y Punta Arenas (CTP y CPA
respectivamente), junto con la verificación de la demanda instantánea del sistema y de
los alimentadores. Por otro lado, se debe considerar el reinicio de las protecciones de
frecuencia, y la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles. Finalmente,
es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del servicio de los alimentadores.
3.8.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Aislar interruptor de generación fallada, y restaurar relés de baja frecuencia del
sistema.
2. Preparar la generación dando partida a las unidades diésel en CTP y CPA.
3. Sincronizar unidades de CPA, junto aquellas unidades diésel de CTP.
4. Coordinando entre CTP y CPA, recuperar el servicio gradualmente en los
alimentadores, de manera parcial o total, dependiendo del despacho disponible,
según el orden de prioridad correspondiente.
Es necesario tomar en consideración que el ingreso del Parque Eólico Cabo Negro se
realizará junto con la recuperación del servicio del Alimentador N°6, conservando el
orden de prioridad de recuperación de alimentadores ya definido.
3.8.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Para una mejor comprensión del plan de recuperación de servicio, este se dividirá en
etapas, y cada una de éstas será explicada por medio de un diagrama de bloques.
3.8.3.1 Preparación de la Topología del Sistema
Para recuperar el servicio del sistema es pertinente prepararlo previo a la energización,
tal como se muestra en la Figura 3-44, donde las operaciones realizadas en CTP están
indicadas en color azul, mientras que aquellas en CPA se indican en color naranja.
Figura 3-44: Plan N°8: Preparación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul CTP, y en
color naranja CPA)
Aislar Generación Fallada
Coordinación entre despachos y
verificación de protecciones operadas
Resetear relés de baja frecuencia
Coordinación entre despachos y
verificación de protecciones operadas
Resetear relés de baja frecuencia
Verificar protecciones operadas en línea 66
kV
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52 Enero 2016
3.8.3.2 Preparación de la Generación
Luego de preparar el sistema, es necesario preparar la generación en ambas centrales,
CTP y CPA, con tal de recuperar el servicio eficazmente. Esto se muestra en la Figura 3-45.
Figura 3-45: Plan N°8: Preparación de generación Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul
CTP, y en color naranja CPA)
3.8.3.3 Recuperación del Suministro
El último paso del plan de recuperación del servicio requiere la restauración del suministro
a todos los alimentadores en CTP y CPA. Esto se muestra en la Figura 3-46.
Figura 3-46: Plan N°8: Recuperación del servicio del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color
azul CTP, y en color naranja CPA)
Esta reposición del suministro se debe realizar teniendo en cuenta el despacho del
sistema, por lo que es posible alimentar parcialmente a algunos alimentadores
inicialmente, para luego terminar de reponer el servicio, una vez que el despacho lo
permita.
Finalmente es necesario recordar que la reposición de suministro de los alimentadores, a
través del cierre de los interruptores de cabecera, se debe realizar manteniendo el orden
de prioridad, y coordinadamente entre CTP y CPA.
Dar partida a unidades diesel Sincronización de unidades diesel
Dar partida a unidades diesel Sincronización de unidades
Coordinación entre CTP y CPA
Reposición suministro alimentadores CTP
por prioridad
Reposición suministro alimentadores CPA
por prioridad
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53 Enero 2016
3.8.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
3.8.4.1 Aislamiento central fallada, y puesta en marcha unidades diésel CTP y CPA
En la Figura 3-47 se muestran los primeros pasos luego de la salida súbita de la Unidad N°1,
ordenados cronológicamente por color: Rojo, Morado y Celeste (pasos 1, 2 y 3
respectivamente). Se indican en rojo, la apertura de uno de los interruptores marcados,
correspondiente a la generación fallada, en morado la puesta en marcha, y posterior
sincronización de las unidades marcadas, y en celeste, la puesta en marcha, y posterior
sincronización de la unidad marcada.
Figura 3-47: Plan N°8: Aislamiento central fallada, y puesta en marcha unidades diésel CTP y CPA
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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54 Enero 2016
3.8.4.2 Reposición de suministro por alimentador
En la Figura 3-48 se muestra en rojo el último paso del plan de recuperación de servicio,
que consiste en la reposición de suministro de los alimentadores, que se debe realizar
teniendo en cuenta el despacho del sistema, por lo que es posible energizar parcialmente
a algunos alimentadores inicialmente, para luego terminar de reponer el servicio, una vez
que el despacho lo permita. Esto se debe realizar manteniendo el orden de prioridad, y
coordinadamente entre CTP y CPA.
Figura 3-48: Plan N°8: Recuperación de servicio
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
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55 Enero 2016
3.9 Plan N°9: Pérdida Total del Servicio por falla en el suministro de gas natural
Este caso de pérdida total del servicio corresponde a una falla en el suministro de gas,
que conlleva una detención de los turbogeneradores, y por ende una pérdida del
servicio.
3.9.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
coordinación de despachos entre las Centrales Tres Puentes y Punta Arenas (CTP y CPA
respectivamente), junto con la verificación de la demanda instantánea del sistema y de
los alimentadores. Por otro lado, se debe considerar la puesta en marcha de las unidades
generadoras disponibles con partida autónoma. También, es necesario tener en cuenta
la prioridad de reposición del servicio de los alimentadores.
Para este plan es importante indicar que las unidades N°1, N°7 y N°9, pueden operar con
diésel así como con gas, pero sólo pueden realizar el cambio de combustible de gas a
diésel, al estar operando a un 30% de su carga.
3.9.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Detectar baja de presión de gas natural.
2. Partida y sincronización de las unidades diésel de CPA y CTP.
3. Reducción de nivel de generación de centrales duales.
4. Cambio de tipo de combustible de gas a diésel para las unidades N°1, N°7 y N°9.
3.9.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Debido a la naturaleza de este plan de recuperación de servicio, es necesario tener en
cuenta que la disminución de la presión del gas natural se detecta antes de una caída
parcial o total del sistema, por lo que este puede reconvertirse a combustible diésel
utilizando las unidades generadoras duales, según se expone en este plan.
En este caso, los pasos a seguir serán mostrados en la Figura 3-49, donde las operaciones
realizadas en CTP están indicadas en color azul, mientras que aquellas en CPA se indican
en color naranja.
Figura 3-49: Plan N°9: Preparación del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color azul CTP, y en
color naranja CPA)
Detección baja presión de gas
natural
Partida y sincronización
unidades diesel
Llevar unidades N°1, N°7 y N°9 al
30%, y realizar traspaso a
operación con diesel
Retirar unidades no duales (sólo
gas)
Coordinación entre
despachos
Partida y sincronización
unidades diesel
Aplicar Plan de Restricción de
Suministro acorde a la demanda
Coordinación general
despacho de carga de
emergencia desde la CPA
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56 Enero 2016
3.9.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
En este caso, dado que se detecta previamente la baja de presión del gas natural, las
medidas a ser ejecutadas corresponden sólo a maniobras en las unidades generadoras.
En la Figura 3-50 se indica en rojo la partida y sincronización de las unidades marcadas,
en morado la apertura de los interruptores marcados, y en celeste la apertura de los
interruptores marcados.
Figura 3-50: Plan N°9: Sistema Mediano de Punta Arenas, plan de recuperación de servicio
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14
Alim
. 13
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
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57 Enero 2016
4 Planes de recuperación de Servicio del Sistema Mediano de Puerto
Natales
En este capítulo se presentan los Planes de Recuperación de Servicio para el Sistema
Mediano de Puerto Natales.
4.1 Plan N°1: Pérdida Total del Servicio
Este caso de pérdida total del servicio corresponde a la detención de las unidades
generadoras del sistema.
4.1.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
verificación de la demanda instantánea del sistema y de los alimentadores. Por otro lado,
se debe considerar la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles con
partida en negro. También, es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del
servicio de los alimentadores.
4.1.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Aislar unidades falladas.
2. Apertura interruptores de alimentadores.
3. Partida y sincronización unidades diésel disponibles.
4. Partida y sincronización unidades gas disponibles.
5. Reposición del servicio por alimentador, conservando orden de prioridad.
4.1.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Los pasos a seguir serán mostrados en el diagrama de bloques de la Figura 4-1.
Figura 4-1: Plan N°1: Preparación del Sistema Mediano de Puerto Natales
Determinar unidad(es) fallada(s) y
apertura interruptor
correspondiente
Apertura alimentadores
Verificar y resetear relés de baja frecuencia
Apertura reconectadores
1 al 8
Partida y sincronización unidades diesel
disponibles
Partida y sincronización unidades gas
disponibles
Reposición servicio por alimentador, parcial o
totalmente, conservando orden de
prioridad
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58 Enero 2016
4.1.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
4.1.4.1 Aislamiento generación fallada, desconexión alimentadores, y partida
generación disponible diésel
En la Figura 4-2 se indica en rojo la apertura de el o los interruptores correspondientes a la
o las unidades falladas, en morado la apertura de los interruptores marcados, y apertura
de los reconectadores 1 al 8, y en celeste la partida y sincronización de las unidades
marcadas y disponibles (diésel).
Figura 4-2: Plan N°1: Preparación del sistema
4.1.4.2 Partida generación disponible gas, y reposición servicio por alimentador
En la Figura 4-3 se indica en rojo celeste la partida y sincronización de las unidades
marcadas y disponibles (gas), y en morado el cierre de los interruptores marcados,
recuperando el servicio de forma parcial o total según corresponda.
Figura 4-3: Plan N°1: Recuperación de servicio
13,2 kV
≤ 6 kV
U. 12 U. 9U. 10
52G952G1052G12
Sistema Mediano de Puerto Natales
U. 11 U. 6
52G652G11 Alim. 5
52C452C5
Alim. 4
U. 5U. 8
52G5
52G8
U. 3U. 4
52G3
52G4
Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
52C1
Alim. 1
U. 2
52G2
13,2 kV
≤ 6 kV
U. 12 U. 9U. 10
52G952G1052G12
Sistema Mediano de Puerto Natales
U. 11 U. 6
52G652G11 Alim. 5
52C452C5
Alim. 4
U. 5U. 8
52G5
52G8
U. 3U. 4
52G3
52G4
Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
52C1
Alim. 1
U. 2
52G2
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Medianos de Magallanes
59 Enero 2016
4.2 Plan N°2: Pérdida Parcial del Servicio
Este caso de pérdida parcial del servicio corresponde a la detención de una de las
unidades generadoras del sistema, la cual provoca salida de parte de la demanda
debido al accionamiento de ciertos relés de baja frecuencia.
4.2.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
verificación de la demanda instantánea del sistema y de los alimentadores. Por otro lado,
se debe considerar la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles con
partida autónoma. También, es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del
servicio de los alimentadores.
4.2.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Estabilizar frecuencia y tensión del sistema.
2. Verificación de protecciones operadas en alimentadores, y reinicio de relés de
baja frecuencia.
3. Partida y sincronización unidades diésel disponibles.
4. Partida y sincronización unidades gas disponibles.
5. Reposición del servicio por alimentador, conservando orden de prioridad.
4.2.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Los pasos a seguir serán mostrados en el diagrama de bloques de la Figura 4-4.
Figura 4-4: Plan N°2: Preparación del Sistema Mediano de Puerto Natales
Estabilizar frecuencia y tensión del sistema
Verificar protecciones
operadas
Verificar y resetear relés de baja frecuencia
Partida y sincronización
unidades diesel disponibles
Partida y sincronización unidades gas
disponibles
Reposición servicio por alimentador,
parcial o totalmente, conservando orden
de prioridad
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60 Enero 2016
4.2.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
Luego de la desconexión de la unidad fallada, y de los relés de baja frecuencia operados
en los alimentadores, se procede a ejecutar los siguientes pasos mostrados en la Figura
4-5, donde se indica en rojo la partida y sincronización de las unidades marcadas y
disponibles (diésel), en morado la partida y sincronización de las unidades marcadas y
disponibles (gas), y en celeste el cierre de los interruptores marcados, recuperando el
servicio de forma parcial o total según corresponda.
Figura 4-5: Plan N°2: Sistema Mediano de Puerto Natales, plan de recuperación de servicio
13,2 kV
≤ 6 kV
U. 12 U. 9U. 10
52G952G1052G12
Sistema Mediano de Puerto Natales
U. 11 U. 6
52G652G11 Alim. 5
52C452C5
Alim. 4
U. 5U. 8
52G5
52G8
U. 3U. 4
52G3
52G4
Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
52C1
Alim. 1
U. 2
52G2
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61 Enero 2016
4.3 Plan N°3: Pérdida Total del Servicio por falla en el suministro de gas natural
Este caso de pérdida total del servicio corresponde a una falla en el suministro de gas,
que conlleva una detención de los turbogeneradores, y por ende una pérdida del
servicio.
4.3.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
verificación de la demanda instantánea del sistema y de los alimentadores. Por otro lado,
se debe considerar la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles con
partida en negro. También, es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del
servicio de los alimentadores.
Para este plan es importante indicar que las unidades N°4 y N°5 pueden operar tanto con
diésel así como con gas.
4.3.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Detectar baja de presión de gas natural.
2. Partida y sincronización de las unidades diésel disponibles.
3. Verificar frecuencia y demanda del sistema.
4. Cambio de tipo de combustible de gas a diésel para las unidades N°4, y N°5.
4.3.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Los pasos a seguir serán mostrados en el diagrama de bloques de la Figura 4-6.
Figura 4-6: Plan N°3: Preparación del Sistema Mediano de Puerto Natales
Detección baja presión de gas
natural
Partida y sincronización
unidades diesel disponibles
Verificar frecuencia y demada del
sistema
Retiro unidades a gasEn caso de ser necesario, preparar
funcionamiento con diesel de unidades duales (N°4 y N°5)
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62 Enero 2016
4.3.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
Luego de la detección de baja presión en el suministro del gas natural, se procede a
ejecutar los siguientes pasos mostrados en la Figura 4-7, donde se indica en rojo la partida
y sincronización de las unidades marcadas y disponibles (diésel), en morado la salida de
servicio de las unidades marcadas (gas), y en celeste el cambio de combustible y partida
de las unidades marcadas.
Figura 4-7: Plan N°3: Sistema Mediano de Puerto Natales, plan de recuperación de servicio
13,2 kV
≤ 6 kV
U. 12 U. 9U. 10
52G952G1052G12
Sistema Mediano de Puerto Natales
U. 11 U. 6
52G652G11 Alim. 5
52C452C5
Alim. 4
U. 5U. 8
52G5
52G8
U. 3U. 4
52G3
52G4
Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
52C1
Alim. 1
U. 2
52G2
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63 Enero 2016
5 Planes de recuperación de Servicio del Sistema Mediano de
Porvenir
En este capítulo se presentan los Planes de Recuperación de Servicio para el Sistema
Mediano de Porvenir.
5.1 Plan N°1: Pérdida Total del Servicio
Este caso de pérdida total del servicio corresponde a la detención de las unidades
generadoras del sistema.
5.1.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
verificación de la demanda instantánea del sistema y de los alimentadores. Por otro lado,
se debe considerar la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles con
partida en negro. También, es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del
servicio de los alimentadores.
5.1.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Aislar unidades falladas.
2. Apertura interruptores de alimentadores.
3. Partida y sincronización unidades diésel disponibles.
4. Partida y sincronización unidades gas disponibles.
5. Reposición del servicio por alimentador, conservando orden de prioridad.
5.1.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Los pasos a seguir serán mostrados en el diagrama de bloques de la Figura 5-1.
Figura 5-1: Plan N°1: Etapas de recuperación del servicio del Sistema Mediano de Porvenir
Determinar unidad(es) fallada(s) y apertura interruptor
correspondiente
Apertura alimentadores y
Reconectador N°1
Verificar y resetear relés de baja frecuencia
Partida y sincronización
unidades diesel disponibles
Partida y sincronización unidades gas
disponibles
Reposición servicio por alimentador,
parcial o totalmente, conservando orden
de prioridad
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64 Enero 2016
5.1.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
5.1.4.1 Aislamiento generación fallada, desconexión alimentadores, y partida
generación disponible diésel
En la Figura 5-2 se indica en rojo la apertura de el o los interruptores correspondientes a la
o las unidades falladas, en morado la apertura de los interruptores marcados, y apertura
del Reconectador N°1, y en celeste la partida y sincronización de las unidades marcadas
y disponibles (diésel).
Figura 5-2: Plan N°1: Preparación del sistema.
5.1.4.2 Partida generación disponible gas, y reposición servicio por alimentador
En la Figura 5-3 se indica en rojo celeste la partida y sincronización de las unidades
marcadas y disponibles (gas), y en morado el cierre de los interruptores marcados,
recuperando el servicio de forma parcial o total según corresponda.
Figura 5-3: Plan N°1: Recuperación de servicio
13,8 kV
≤ 6 kV
U. 9 U. 5U. 8
52G552G852G9
Sistema Mediano de Porvenir
Alim. 1
52C1
U. 10 U. 6U. 7
52G652G752G10
U. 4
52G4 Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
Alim. 4
52C4
13,8 kV
≤ 6 kV
U. 9 U. 5U. 8
52G552G852G9
Sistema Mediano de Porvenir
Alim. 1
52C1
U. 10 U. 6U. 7
52G652G752G10
U. 4
52G4 Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
Alim. 4
52C4
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65 Enero 2016
5.2 Plan N°2: Pérdida Parcial del Servicio
Este caso de pérdida parcial del servicio corresponde a la detención de una de las
unidades generadoras del sistema, la cual provoca salida de la demanda debido al
accionamiento de ciertos relés de baja frecuencia.
5.2.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
verificación de la demanda instantánea del sistema y de los alimentadores. Por otro lado,
se debe considerar la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles con
partida en negro. También, es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del
servicio de los alimentadores.
5.2.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Estabilizar frecuencia y tensión del sistema.
2. Verificación de protecciones operadas en alimentadores, y reinicio de relés de
baja frecuencia.
3. Partida y sincronización unidades diésel disponibles.
4. Partida y sincronización unidades gas disponibles.
5. Reposición del servicio por alimentador, conservando orden de prioridad.
5.2.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Los pasos a seguir serán mostrados en el diagrama de bloques de la Figura 5-4.
Figura 5-4: Plan N°2: Etapas de recuperación del Sistema Mediano de Porvenir
Estabilizar frecuencia y tensión del sistema
Verificar protecciones
operadas
Verificar y resetear relés de baja frecuencia
Partida y sincronización
unidades diesel disponibles
Partida y sincronización unidades gas
disponibles
Reposición servicio por alimentador,
parcial o totalmente, conservando orden
de prioridad
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66 Enero 2016
5.2.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
Luego de la desconexión de la unidad fallada, y de los relés de baja frecuencia operados
en los alimentadores, se procede a ejecutar los siguientes pasos mostrados en la Figura
5-5, donde se indica en rojo la partida y sincronización de las unidades marcadas y
disponibles (diésel), en morado la partida y sincronización de las unidades marcadas y
disponibles (gas), y en celeste el cierre de los interruptores marcados, recuperando el
servicio de forma parcial o total según corresponda.
Figura 5-5: Plan N°2: Sistema Mediano de Porvenir, plan de recuperación de servicio
13,8 kV
≤ 6 kV
U. 9 U. 5U. 8
52G552G852G9
Sistema Mediano de Porvenir
Alim. 1
52C1
U. 10 U. 6U. 7
52G652G752G10
U. 4
52G4 Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
Alim. 4
52C4
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67 Enero 2016
5.3 Plan N°3: Pérdida Total del Servicio por falla en el suministro de gas natural
Este caso de pérdida total del servicio corresponde a una falla en el suministro de gas,
que conlleva una detención de los turbogeneradores, y por ende una pérdida del
servicio.
5.3.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
verificación de la demanda instantánea del sistema y de los alimentadores. Por otro lado,
se debe considerar la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles con
partida en negro. También, es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del
servicio de los alimentadores.
Para este plan es importante indicar que las unidades N°4 y N°5 pueden operar tanto con
diésel así como con gas.
5.3.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Detectar baja de presión de gas natural.
2. Partida y sincronización de las unidades diésel disponibles.
3. Verificar frecuencia y demanda del sistema.
4. En caso de ser necesario, se dispone de las unidades de respaldo diésel.
5.3.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Los pasos a seguir serán mostrados en el diagrama de bloques de la Figura 5-6.
Figura 5-6: Plan N°3: Etapas de recuperación del servicio del Sistema Mediano de Porvenir
Detección baja presión de gas
natural
Partida y sincronización
unidades diesel disponibles
Verificar frecuencia y demada del
sistema
Retiro unidades a gasFuncionamiento unidades de
respaldo (N°1, 2 y 3) en caso de ser requerido
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68 Enero 2016
5.3.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
Luego de la detección de baja presión en el suministro del gas natural, se procede a
ejecutar los siguientes pasos mostrados en la Figura 5-7, donde se indica en rojo la partida
y sincronización de las unidades marcadas y disponibles (diésel), en morado la salida de
servicio de las unidades marcadas (gas), y en celeste la partida y sincronización de las
unidades diésel de respaldo.
En caso de que la demanda no pueda ser abastecida por las unidades disponibles, se
procederá a una restricción del suministro, la cual en horario de demanda alta
corresponde a un 25% de la carga total del sistema.
Figura 5-7: Plan N°3: Sistema Mediano de Porvenir, plan de recuperación de servicio
13,8 kV
≤ 6 kV
U. 9 U. 5U. 8
52G552G852G9
Sistema Mediano de Diapositiva 5
Alim. 1
52C1
U. 10 U. 6U. 7
52G652G752G10
U. 4
52G4 Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
Alim. 4
52C4
U. 1 U. 2 U. 3
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69 Enero 2016
6 Planes de recuperación de Servicio del Sistema Mediano de Puerto
Williams
En este capítulo se presenta el Plan de Recuperación de Servicio para el Sistema Mediano
de Puerto Williams, que corresponde a la Pérdida Total del Servicio.
6.1 Plan N°1: Pérdida Total del Servicio
Este caso de pérdida total del servicio corresponde a la detención de las unidades
generadoras del sistema.
6.1.1 Información sobre el plan y consideraciones preliminares
Es necesario tener en consideración al momento de la ejecución de este plan, la
verificación de la demanda instantánea del sistema y de los alimentadores. Por otro lado,
se debe considerar la puesta en marcha de las unidades generadoras disponibles con
partida en negro. También, es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del
servicio de los alimentadores.
6.1.2 Resumen del plan de recuperación de servicio
A continuación se resume el plan de recuperación de servicio, listando las principales
acciones sobre los elementos del sistema:
1. Aislar unidad/es falladas.
2. Apertura interruptores de alimentadores.
3. Partida y sincronización unidades diésel disponibles.
4. Reposición del servicio por alimentador, conservando orden de prioridad.
6.1.3 Etapas del plan de recuperación de servicio
Los pasos a seguir serán mostrados en el diagrama de bloques de la Figura 6-1.
Figura 6-1: Plan N°1: Etapas de recuperación del servicio del Sistema Mediano de Puerto Williams
Determinar unidad(es) fallada(s) y
apertura interruptor
correspondiente
Apertura alimentadores
Partida y sincronización
unidades diesel
disponibles
Reposición servicio por
alimentador, conservando
orden de prioridad
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Medianos de Magallanes
70 Enero 2016
6.1.4 Metodología interactiva de Recuperación del Servicio
En esta sección se muestran los pasos a ser ejecutados en este plan de recuperación del
servicio, a través de unilineales explicativos.
6.1.4.1 Aislamiento generación fallada, y desconexión alimentadores
En la Figura 6-2 se indica en rojo la apertura de él o los interruptores correspondientes a la
o las unidades falladas, y en morado la apertura de los interruptores marcados.
Figura 6-2: Plan N°1: Preparación Sistema Mediano de Puerto Williams
6.1.4.2 Partida generación disponible, y reposición servicio por alimentador
En la Figura 6-3 se indica en rojo celeste la partida y sincronización de las unidades
marcadas y disponibles, y en morado el cierre de los interruptores marcados.
Figura 6-3: Plan N°1: Recuperación de servicio
13,2 kV
≤ 6 kV
U. 1 U. 3U. 2
52G352G252G1
Sistema Mediano de Puerto Williams
Alim. 3
52C3
U. 6
52G6 Alim. 2
52C152C2
Alim. 1
13,2 kV
≤ 6 kV
U. 1 U. 3U. 2
52G352G252G1
Sistema Mediano de Puerto Williams
Alim. 3
52C3
U. 6
52G6 Alim. 2
52C152C2
Alim. 1
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Medianos de Magallanes
71 Enero 2016
7 Conclusiones
Los Planes de Recuperación del Servicio son claves en la operación de los Sistemas
Medianos de EDELMAG, y por lo tanto debe ser posible su comprensión extensiva, tal que
puedan ser ejecutados con la mayor fluidez posible.
En este contexto, en el presente informe se presentaron los PRS en tres niveles: primero a
través de un resumen general; segundo, utilizando mapas conceptuales con las etapas y
maniobras a ser llevadas a cabo en cada PRS; en tercer lugar, se utilizó una metodología
interactiva, que a través de unilineales de los Sistemas Medianos, explicó los pasos a seguir
en cada PRS.
Además de lo anterior, se revisaron y actualizaron los PRS existentes, cumpliendo con las
exigencias de la NTSSMM, y dando lugar a nuevos agentes del sistema, en particular, el
Parque Eólico Cabo Negro.
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Medianos de Magallanes
72 Enero 2016
Anexo 1. Planes de Emergencia Vigentes
A continuación se adjuntan los Planes de Emergencia Vigentes a la fecha de este informe.
EDELMAG GRUPO CGE 2015
Documento de Circulación Restringida Actualizado Agosto de 2015 1
INDICE
PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA CPA - CTP
N° CONTENIDO PÁGINA
1 PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO. 2
DETENCIÓN DE LA UNIDAD N°1 HITACHI.
2 DESCONEXIÓN DEL INTERRUPTOR DE PODER 52G1 HITACHI, 6
EN PARALELO CON LA UNIDAD SOLAR MARS 100 O LA UNIDAD
GENERAL ELECTRIC GE-10 O TGs TITÁN DE 15.0 MW.
3 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52BT1 ó 52BT2, POR 10
FALLA LÍNEA DE 66 kV.
4 DETENCIÓN DE TG N°4 MARS 100, O TG Nº8 GENERAL ELECTRIC 14
GE-10, O TG Nº7 TITÁN O TG Nº9 TITÁN, EN PARALELO CON
LA UNIDAD N°1 HITACHI.
5 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52DT2 POR FALLA; 18
PATIO 13,2 kV. FUERA DE SERVICIO. “HORARIO DE BAJA CARGA”.
6 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52DT2 POR FALLA; 22
PATIO 13,2 kV. FUERA DE SERVICIO. “HORARIO DE ALTA DEMANDA”.
7 PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DE DOS O MÁS 27
TURBOGENERADORES EN SERVICIO EN LA CTP.
8 PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DE T.G. Nº4 31
SOLAR MARS 100 O N°8 GE-10 O N°7 TITÁN O TITÁN N°9.
9 PÉRDIDA TOTAL O PARCIAL DEL SERVICIO ELÉCTRICO POR FALLA 35
EN EL SUMINISTRO DE GAS NATURAL A LAS INSTALACIONES DE
EDELMAG S.A. 9 ANEXOS 40
EDELMAG GRUPO CGE 2015
Documento de Circulación Restringida Actualizado Agosto de 2015 2
PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N°1
CTP - CPA
“ PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO “
DETENCIÓN DE LA UNIDAD N°1 HITACHI
EDELMAG GRUPO CGE 2015
Documento de Circulación Restringida Actualizado Agosto de 2015 3
INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N°1
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS
VIGENCIA: JUNIO DE 2015 SITUACIÓN: PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO. DETENCIÓN DE LA UNIDAD N°1 HITACHI DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La situación más severa que enfrenta el Sistema Eléctrico es la pérdida total del suministro de energía eléctrica a la ciudad; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares: a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde CPA. b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores. d) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde las Centrales Punta Arenas o Tres Puentes, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en que ocurra la falla.
e) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. f) La “Prioridad de Cierre de Alimentadores” es la siguiente: Nos 1 - 3 - 2 - 5 - 4 - 7 - 9 - 12 - 6 - 11 - 10 - 8 -14 - E1. g) Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia.
3. Procedimiento de Emergencia N°1 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes (CTP). 3.1 Detención de la Unidad N°1 Hitachi: 3.2 Operador detecta falla en TG N°1 Hitachi y apertura del Int. de poder 52G1. 3.3 Verificar señalización visual de “llama” en panel de control remoto. 3.4 Aviso de inmediato a CPA, por radio frecuencia exclusiva N°3. 3.5 Verificar protecciones operadas en control local unidad. 3.6 Dar orden manual de apertura a Int. de Poder 52BT1 ó 52BT2, por medio
del Pc Scada Generación. 3.7 Dar orden manual de apertura a Int. de poder 52: C4,C5,C6,C7,C11 y E1.
EDELMAG GRUPO CGE 2015
Documento de Circulación Restringida Actualizado Agosto de 2015 4
3.8 Desde Pc Scada Generación CTP, dar señal de apertura a Interruptores de Poder 52DT1 y 52DT2.
3.9 Verificar Interruptores 52C operados por baja frecuencia. 3.10 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de Poder de
los alimentadores (reponer vástagos lado izquierdo y derecho de los relés de alarma y enclavamiento respectivamente).
3.11 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de c/u de los Int. de Poder. 3.12 Señal de partida a Unidades CAT. Nos 2 y 3. 3.13 Esperar Instrucciones desde CPA. (pto. 4, 4.10). 3.14 Cerrar en forma manual Interruptor 52BT1 ó desde Pc Scada Generación
CTP, cerrar Interruptores de poder 52BT2, 52DT2 y 52DT1. 3.15 Señal de partida TGs. Nos 4,7,8 y 9 (Mars 100, Titán N°7, G.E. 10 y Titán
N°9). 3.16 Señal de partida a Unidad N° GAS CAT 3.17 Sincronizar Unidades CAT Nos 2, 3 y 5. 3.18 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con la
normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los alimentadores.
3.19 Cerrar Interruptor 52C5. 3.20 Cerrar Interruptor 52C4. 3.21 Cerrar Interruptor 52C7. 3.22 Cerrar Interruptor 52C6. 3.23 Cerrar Interruptor 52C11. 3.24 Cerrar Interruptor 52E1. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro desde CTP. La normalización de los alimentadores dependerá del estado operativo de las Unidades Generadoras de Central Tres Puentes. 4. Procedimiento de Emergencia N°1 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas (CPA). 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Operador informa al Supervisor del Turno de Permanencia. 4.4 Desde Pc Scada Generación, dar señal apertura a Interruptores de poder
52CT2, 52CT3, 52BT3 y 52BT4. 4.5 En PC Scada Distribución CPA, con la opción de abrir todos dar orden de
apertura a Interruptores de poder 52: C1,C2,C3,C8,C9,C10,C12 y C14. 4.6 Verificar y anotar protecciones operadas en línea 66 kV. 4.7 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3. 4.8 Sincronización Unidades Diesel Nos 1 y 2. 4.9 Señal de partida a Unidad General Electric No 5. 4.10 Previa comunicación con CTP, desde Pc Scada Generación CPA, cerrar
Interruptores de poder 52CT2 ó 52CT3 y 52BT3 ó 52BT4, energizando la línea de 66 kV.
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4.11 Sincronización de Unidad Diesel Sulzer N°3. 4.12 En Pc. Scada Generación, cerrar Interruptor 52C1. 4.13 En Pc. Scada Generación, cerrar Interruptor 52C3. 4.14 En Pc. Scada Generación, cerrar Interruptor 52C2. 4.15 En Pc. Scada Generación, cerrar Interruptor 52C9. 4.16 En Pc. Scada Generación, cerrar Interruptor 52C12. 4.17 En Pc. Scada Generación, cerrar Interruptor 52C10. 4.18 En Pc. Scada Generación, cerrar Interruptor 52C8. 4.19 En Pc. Scada Generación, cerrar Interruptor 52C14. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas.
Wilfredo Campos M. Jefe Operaciones
César Barrientos Jefe Depto. Operaciones
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N°2
CTP - CPA
DESCONEXIÓN DE INTERRUPTOR DE PODER 52G1 HITACHI EN
PARALELO CON LAS UNIDADES:
SOLAR MARS 100
GENERAL ELECTRIC GE-10
SOLAR TITAN 130 N°7
SOLAR TITAN 130 N°9
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N°2
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS
VIGENCIA: JUNIO DE 2015 SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DE SERVICIO. “DESCONEXIÓN INTERRUPTOR DE PODER 52G1 TG N°1
HITACHI, EN PARALELO CON TG Nº4 SOLAR MARS 100, TG Nº8 GE-10, TG Nº7 TITÁN o TG Nº9 TITÁN”.
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La pérdida parcial del servicio causada por la desconexión del Interruptor De poder 52G1, o la detención del TG Hitachi que está en paralelo con el TG N°4 Solar Mars 100, o TG Nº8 GE-10 o TG Nº7 Titán o TG N°9 Titán, provoca la operación de los relés de baja frecuencia, hasta aproximadamente la potencia nominal del TG que se mantiene en servicio; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares: a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde CPA. b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Verificar Interruptores 52C de alimentadores y Reconectadores, operados
por baja frecuencia. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, antes de la falla. e) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde las centrales Punta Arenas o Tres Puentes, a través del Sistema Scada, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial o total, dependiendo del horario en que ocurra la falla.
f) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de los Alimentadores y Reconectadores es la siguiente: Nos: E1; 6, 12, 14, 9, 11, 10, 7, 8, 5, 3, 4.
g) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. h) Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia.
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3. Procedimiento de Emergencia N°2 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes (CTP). 3.1 Desconexión Int. de Poder 52G1 del TG Hitachi, o detención del TG. 3.2 Operador detecta falla en TG Hitachi; apertura del Interruptor de poder
52G1, o detención del TG. 3.3 Verificar señalización visual de “llama” en panel de control remoto. 3.4 Aviso de inmediato a CPA, por radio frecuencia exclusiva N°3. 3.5 Determinar Int. 52C y Reconectadores operados por baja frecuencia. 3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de c/u de los Interruptores de Poder de los
alimentadores (reponer vástagos inferiores lado izquierdo y derecho de los relés, alarma y enclavamiento respectivamente).
3.7 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de c/u de los Int. de Poder. 3.8 Señal de partida a Unidades CAT diesel Nos 2 - 3 y CAT gas N° 5. 3.9 Verificar y anotar protecciones operadas en panel de control del TG. 3.10 Sincronizar Unidades CAT. Nos 2 - 3 – 5. 3.11 Esperar Instrucciones desde Central Punta Arenas. (pto. 4, 4.10). 3.12 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con la
normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los alimentadores, ya sea parcial o total.
3.13 Cerrar Interruptor de Poder 52C5. 3.14 CPA; Pc Scada, abrir R-10 y cerrar en CTP Interruptor 52C4. 3.15 CPA; Pc Scada, abrir R-12 y cerrar Interruptor de Poder 52C7. 3.16 CPA, Pc Scada, abrir R-8 y cerrar en CTP Interruptor 52C6. 3.17 CPA, Pc Scada, abrir R-13, y cerrar en CTP Interruptor 52C11. 3.18 Cerrar Interruptor 52 E1. Con estas maniobras, queda normalizado parcialmente o totalmente el suministro eléctrico de los alimentadores desde la Central Tres Puentes. 3.19 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, normalizar el
suministro eléctrico de los alimentadores: 3.20 Cerrar R-10. 3.21 Cerrar R-12. 3.22 Cerrar R-8. 3.23 Cerrar R-13
(*) La normalización de los alimentadores dependerá del estado operativo de las Unidades Generadoras de CTP.
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4. Procedimiento de Emergencia N°2 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas (CPA) . 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por radio frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia. 4.4 Determinar Interr. 52C y Reconectadores operados por baja frecuencia. 4.5 Resetear relés de baja frecuencia. 4.6 Verificar si existen protecciones operadas en línea 66 kV 4.7 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3. 4.8 Sincronización Unidades Diesel Nos 1, 2 y 3. 4.9 Señal de partida a Unidad General Electric No5. 4.10 Sincronización de Unidades General Electric No5. 4.11 Previa comunicación con CTP, proceder a la normalización del servicio de
acuerdo a, la disponibilidad de potencia en giro, estabilidad de las unidades en servicio, y a la prioridad de cierre parcial o total de los alimentadores.
4.12 Pc Scada Recon. abrir R-9; Pc Scada Generación, cerrar Interruptor 52C3. 4.13 Pc Scada Recon. abrir R-14; Pc Scada Generación, cerrar Interruptor 52C9. 4.14 Red MT; abrir D-56; Pc Scada Generación, cerrar Interruptor 52 C12. 4.15 Pc Scada Reconectadores abrir R-3 y R-16; Pc Scada Generación, cerrar
Interruptor 52C10. 4.16 Pc Scada Recon. abrir R-15; Pc Scada Generación, cerrar Int. 52C8. 4.17 Pc Scada Recon. abrir R-11; Pc Scada Generación, cerrar Int. 52C14. Con estas maniobras, queda normalizado parcialmente o totalmente el suministro eléctrico de los alimentadores desde la Central Punta Arenas.
4.17 Normalizar el suministro eléctrico de los alimentadores. 4.18 Cerrar R-9. 4.19 Cerrar R-14. 4.20 Cerrar D-56. 4.21 Cerrar R-3. 4.22 Cerrar R-16. 4.23 Cerrar R-11. 4.24 Cerrar R-15.
Wilfredo Campos M. Jefe Operaciones
César Barrientos Jefe Depto. Operaciones
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N°3
CTP - CPA
“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52BT1 Ó 52BT2,
POR FALLA LÍNEA DE 66 kV.”
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N°3
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS
VIGENCIA: JUNIO DE 2015. SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DE SERVICIO.
“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52BT1 ó 52BT2, POR FALLA LÍNEA DE 66 kV.”
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La apertura del interruptor de poder 52BT1 ó 52BT2 en la Central Tres Puentes, provoca la pérdida total del servicio de la subestación Punta Arenas. Ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares: a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde CPA. b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Línea de 23 kV. Operativa hasta 9.0 MW. d) La incorporación de Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde las centrales Tres Puentes y Punta arenas, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en que ocurra la falla.
e) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores Nos 1 - 2 - 3 - 8 - 9 – 10 - 12 y 14, inmediatamente antes de la falla.
f) La “Prioridad de Cierre de Alimentadores” en la subestación Punta Arenas es la siguiente: Nos: 1 - 3 - 2 - 9 - 10 - 8 -14- 12.
g) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. h) Verificar protecciones de los Alimentadores Nos 1 - 2 - 3 - 8 - 9 -10 -12 y 14. i) Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia.
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3. Procedimiento de Emergencia N°3 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes. 3.1 Operador detecta apertura de Interruptor de poder 52BT1 ó 52BT2; línea de
66 kV. Fuera de servicio. 3.2 Aviso de inmediato a “Operaciones Generación CPA” por radio frecuencia
exclusiva N°3. 3.3 Verificar protecciones operadas línea de 66 kV. 3.4 Aviso de inmediato a “Operaciones de Distribución” por radio frecuencia
exclusiva N°1. 3.5 Ajustar consignas preestablecidas de Frecuencia y Voltaje. 3.6 Espera instrucciones desde Despacho de Carga Central. 3.7 Ajustar consignas de frecuencia y voltaje con la normalización de cada
Alimentador. 4. Procedimiento de Emergencia N°3 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas. 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia. 4.4 En Pc Scada Generación, abrir Int. de poder 52CT2 ó 52CT3 y 52 BT3 ó
52BT4. 4.5 En Pc Scada Generación, orden de apertura a Interruptores de poder 52:
C1, C2, C3, C8, C9, C10, C12 - C14. 4.6 Despacho de Carga Central avisa a CTP que cerrará línea de 23 kV. 4.7 En PC Scada Generación; cerrar Interruptor de poder 52CT1. 4.8 PC Scada Generación; cerrar Interruptor 52C1. 4.9 PC Scada Generación; cerrar Interruptor 52C2. 4.10 Señal de partida a TG General Electric No 5 desde control remoto. 4.12 PC Scada Generación, cerrar Interruptor 52C3. 4.13 Verificar carga total línea de 23 kV. 4.14 Señal de partida a unidades Diesel Nos 1 - 2 y 3. 4.15 Sincronizar unidades diesel Nos 1 - 2 y 3. 4.16 PC Scada Generación, cerrar Interruptor 52C8. Verificar carga línea 23 kV. y unidades diesel, si es posible continuar pto.
4.17: caso contrario continuar 4.20. 4.17 Pc Scada Generación, cerrar Interruptor 52C14. 4.18 Pc Scada Generación, cerrar Interruptor 52C10. Verificar carga línea 23 kV. y unidades diesel; si es posible continuar pto.
4.19, caso contrario continuar 4.20. 4.19 Pc Scada Generación, cerrar Interruptor 52C9.
Verificar carga línea 23 kV. y unidades diesel; si es posible continuar pto. 4.19, caso contrario continuar 4.20.
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4.19 Pc Scada Generación, cerrar Interruptor 52C12. Con estas maniobras quedan normalizados los alimentadores de la subestación Punta Arenas.
4.20 Sincronizar Unidad G.E. No5. Si están todos los alimentadores normalizados, continuar pto. 4.20; en caso contrario volver a pto. 4.17.
4.20 Retirar del servicio unidades Sulzer diesel Nos 1 - 2 y 3. 4.21 Revisar sala GIS, si existen protecciones operadas línea 66 kV.
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César Barrientos Jefe Depto. Operaciones
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N°4
CTP - CPA
“ESTANDO EL TG N°1 HITACHI COMO UNIDAD BASE
DEL SISTEMA ELÉCTRICO, SE PRODUCE LA
DETENCIÓN DE UN TG QUE ESTÉ EN PARALELO CON
LA UNIDAD N° 1, ES DECIR, N°4, N°7, N°8 o N°9”.
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N°4
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS
VIGENCIA: JUNIO DE 2015 SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DE SERVICIO.
DETENCIÓN DE CUALQUIER TG QUE ESTÉ EN PARALELO CON UNIDAD N°1 HITACHI; N°4 SOLAR MARS 100, N°7 TITÁN, N°9 TITÁN o Nº8 GE-10.
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción.
La detención de cualquier TG que esté en paralelo con el TG Hitachi, provoca la pérdida parcial del servicio debido a la operación de los relés de baja frecuencia; el rechazo de carga instantáneo provoca una baja de frecuencia del sistema, que dependerá de la magnitud de la carga en las unidades mencionadas. Durante horarios de mayor demanda, superiores a la potencia nominal del TG Hitachi (24 MW.), esta situación es más incidente debido a que los turbogeneradores aportan aproximadamente entre un 23% y un 33% de la carga total del sistema (entre 9 y 13,5 MW.); la pérdida instantánea de esta potencia provoca una carga adicional al TG Hitachi, cayendo la frecuencia del sistema hasta los valores prefijados y operando los relés de baja frecuencia en forma coordinada. Ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio:
2. Consideraciones preliminares: a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde CPA. b) Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia. c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar Interruptores 52C y Reconectadores de alimentadores operados
por baja frecuencia. e) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, inmediatamente
antes de la falla. f) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde las Centrales Tres Puentes y Punta Arenas, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial o total, dependiendo del horario en que ocurra la falla.
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g) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de los Alimentadores y Reconectadores es la siguiente: Nos: E1; 6, 12, 14, 9, 11, 10, 7, 8, 5, 3, 4.
h) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras Diesel y Gas. 3. Procedimiento de Emergencia N°4 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes. 3.1 Detención de cualquier TG que está en paralelo con el TG Hitachi. 3.2 Operador detecta falla de la unidad, apertura del Interruptor de poder 52G y
detención del Turbogenerador. 3.3 Verificar la frecuencia del sistema. 3.4 Verificar la carga total de la unidad Hitachi. 3.5 Aviso de inmediato a “Operaciones Generación CPA”, por radio frecuencia
exclusiva N°3. 3.6 Determinar Interruptores “52C” operados por baja frecuencia. 3.7 Verificar estado de protecciones (sobrecorriente, residual) de Int. “52C”. 3.8 Resetear Relé auxiliar “86T” de c/u de los Interruptores de Poder operados
(reponer vástagos lado izquierdo y derecho de los relés, alarma y enclavamiento respectivamente).
3.9 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de c/u de los Int. de Poder. 3.10 Señal de partida a Unidades Nos 2 - 3 - 5. 3.11 Verificar protecciones operadas en unidad fallada. 3.12 Sincronizar Unidades CAT. Nos 2 - 3 - 5. 3.13 Esperar Instrucciones desde Central Punta Arenas. (pto. 4, 4.9). 3.14 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con la
normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los alimentadores que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia.
3.15 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52C5. 3.16 CPA-CTP; Pc Scada, abrir R-10; resetear relé de baja frecuencia y cerrar
Interruptor 52C4. 3.17 CPA-CTP; Pc Scada, abrir R-12 y R-18; resetear relé de baja frecuencia y
cerrar Int. 52C7. 3.18 CPA-CTP; abrir R-8; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Int. 52C6. 3.19 CPA-CTP; Pc Scada, abrir R-13; resetear relé de baja frecuencia y cerrar
Interruptor 52C11. 3.20 Cerrar Interruptor 52E1. 3.21 Cerrar R-10 3.22 Cerrar R-12 y R-18 3.23 Cerrar R-13. Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde la Central Tres Puentes.
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4. Procedimiento de Emergencia N°4 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas. 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia. 4.4 Determinar Interr. 52C y Reconectadores operados por baja frecuencia. 4.5 Verificar estado de protecciones (sobrecorriente, residual) de Int. “52C”. 4.6 Resetear relés de baja frecuencia. 4.7 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3 y TG. GE No5. 4.8 Sincronización Unidades Diesel Nos 1, 2 y 3. 4.9 Sincronización de Unidad No5 GE. 4.10 Previa comunicación con CTP, proceder a la normalización de los
alimentadores y reconectadores de acuerdo a la prioridad de cierre y que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia.
4.11 CPA-CTP; Pc Scada Rec., abrir R-9 y R-20; en Pc Scada Generación, cerrar Interruptor 52C3.
4.12 Red MT; abrir D-56; Pc Scada Generación, cerrar Interruptor 52C12. 4.13 CPA-CTP; Pc Scada Rec., abrir R-14; Pc Scada Generación, cerrar
Interruptor 52C9. 4.14 CPA-CTP; Pc Scada Rec., abrir R-3 y R-16; Pc Scada Gen., cerrar Int. 52
C10. 4.15 CPA-CTP; Pc Scada Rec., abrir R-15; Pc Scada Generación, cerrar
Interruptor 52C8. 4.16 CPA-CTP; Pc Scada Rec., abrir R-11; Pc Scada Generación, cerrar
Interruptor 52C14. 4.17 Cerrar R-20 y R-9. 4.18 Cerrar D-56 en red de MT. 4.19 Cerrar R-14 4.20 Cerrar R-16 y R-3 4.21 Cerrar R-15. 4.22 Cerrar R-11 Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas.
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 5
CTP - CPA
“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52DT2 POR FALLA;
PATIO DE 13,2 kV. EN CTP FUERA DE SERVICIO”.
HORARIO DE BAJA CARGA
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N° 5
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS
VIGENCIA: JUNIO DE 2015. SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DE SERVICIO.
CTP; APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52DT2 POR FALLA; PATIO 13,2 kV. FUERA DE SERVICIO.
“HORARIO DE BAJA CARGA”.
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La apertura del Interruptor de poder 52DT2, ubicado en el patio de 11,5/13,2 kV. de la Central Tres Puentes, provoca la pérdida de suministro eléctrico de los alimentadores Nos 4 - 5 - 6 - 7 y 11. Además deja sin suministro a los dos (2) transformadores de servicios auxiliares que pertenecen a los consumos de la central y del motor a gas Caterpillar, el cual se detiene o queda fuera de servicio por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de normalización del suministro. 2. Consideraciones preliminares: a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, Nos 4, 5, 6, 7 y 11,
inmediatamente antes de la falla. d) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas y Tres Puentes, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en que ocurra la falla.
e) La prioridad de cierre de aliment. es la siguiente: Nos: 5 - 4 - 7 - 6- 11. f) Pérdida de los servicios auxiliares tomados del patio 13,2 kV.; si el motor a
Gas Caterpillar estuviera en servicio, se detiene por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal.
g) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. h) Pérdida de los servicios auxiliares tomados del patio 13,2 kV. i) La falla se produce en un horario de baja carga. j) Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia.
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3. Procedimiento de Emergencia N° 5 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes. 3.1 Operador detecta apertura de Int. de Poder 52DT2, por lo tanto,
alimentadores Nos 4, 5, 6, 7 y 11 y transformadores de SS/AA de patio 13,2 kV. fuera de servicio.
3.2 Aviso de inmediato a “Operaciones Generación CPA”, por radio frecuencia exclusiva N°3.
3.3 Ajustar frecuencia y voltaje de la(s) unidad(es) en servicio. 3.4 Verificar protecciones operadas del Interruptor de Poder 52DT2. 3.5 Panel local; abrir Interruptores de Poder 52: C4, C5, C6, C7 y C11. 3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de c/u de los Int. de Poder operados (reponer
vástagos lado izquierdo y derecho de los relés, alarma y enclavamiento respectivamente).
3.7 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de c/u de los Int. de Poder. 3.8 Minuciosa inspección visual del patio de 11,5/13,2 kV. 3.9 En patio de 13,2 kV. abrir desconectadores 89CT-2 y 89DT2 del
transformador de 20 MVA de 11,5/13,2 kV. 3.10 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.5). 3.11 Operador CPA confirma cierre del Interruptor de poder 52CT1. 3.12 CTP; Panel local; cerrar Int. de Poder 52C4, energizando patio 13,2 kV;
(desde alim. N°9 de CPA), restableciendo SS/AA. 3.13 Señal de partida a unidades CAT Nos 2 y 5. 3.14 Sincronización de unidades CAT. Nos 2 y 5 (3,9 MW. disponibles). 3.15 Panel local; cerrar Int. de Poder 52C5. 3.16 Panel local; cerrar Int. de Poder 52C7. 3.17 Panel local; cerrar Int. de Poder 52C6. 3.18 Panel local; cerrar Int. de Poder 52C11. Con estas maniobras, quedan normalizados parcialmente o totalmente los alimentadores desde la Central Tres Puentes. 4. Procedimiento de Emergencia N° 5 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas. 4.1 Operador CPA recibe información de CTP por frecuencia exclusiva N°3. 4.2 Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia. 4.3 Operador CPA comunica a “Supervisor de Operaciones” por frecuencia
exclusiva N°3. 4.4 Supervisor de Operaciones coordina maniobra en la red de distribución de
MT, cuyo objetivo es cerrar equipo de maniobra “D-7”, que une en MT alim. Nos 4 y 9; solicita a CPA-CTP que en Pc Scada Reconectadores “dejar R-10
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sin protección residual” y cambie de “Alt. Normal” a “Alt. N°3”; posteriormente solicitará cerrar D-7.
4.5 Supervisor de Operaciones comunica a operador CPA que proceda en Pc Scada Gen., a cerrar Int. de Poder 52CT1 (línea 23 kV.). Esperar instrucciones de CTP, punto 3.11.
4.6 CPA; Pc Scada Gen.; operador CPA cierra Int. Poder 52CT1 (línea 23 kV.). 4.7 Supervisor de Operaciones comunica a vehículo de operaciones de la red
de distribución que se ubique en equipo de maniobra “D-7”; una vez allí solicita el cierre efectivo del equipo.
4.8 Vehículo de operaciones confirma cierre efectivo del “D-7”, normalizando red de MT del Alimentador N°4 (confirmar en Pcs CPA–CTP carga del alimentador N°9).
4.9 Supervisor de operaciones comunica a operador CTP que proceda a cerrar Int. de Poder 52C4, cuyo objetivo es energizar patio de 13,2 kV. y posterior sincronización de unidades Cat diesel N° 2 y N° 5 Cat Gas.
4.10 Supervisor de Operaciones comunica a vehículo de operaciones de la red de distribución que se ubique en equipo de maniobra “D-12” (une alim. Nos 7 y 12); una vez allí solicita cierre del “D-12”.
4.11 Vehículo de operaciones confirma cierre efectivo del “D-12”, normalizando red de MT del Alimentador N°7 (confirmar en Pcs CPA–CTP carga del alimentador N°12).
4.12 Alimentador N°7 normalizado a través de Alim. N°12 desde barra CPA. 4.13 Supervisor de Operaciones comunica a Operador CTP que proceda a cerrar
desde panel local, el Int. de Poder 52C7. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas.
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 5.1
CTP - CPA
“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52DT2 POR FALLA;
PATIO DE 11,5/13,2 kV. CTP FUERA DE SERVICIO”.
HORARIO DE ALTA DEMANDA
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N° 5.1
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS
VIGENCIA: JUNIO DE 2015. SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO. APERTURA DE INT. DE PODER 52DT2 POR FALLA; PATIO 11,5 / 13,2 kV. C.T.P. FUERA DE SERVICIO. “HORARIO DE ALTA DEMANDA ”. DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La apertura del Interruptor de poder 52DT2, ubicado en el patio de 11,5/13,2 kV. de la Central Tres Puentes, provoca la pérdida de suministro eléctrico de los alimentadores Nos 4 - 5 - 6 - 7 - 11. Además deja sin suministro a los dos (2) transformadores de servicios auxiliares que pertenecen a los consumos de la central y del motor a gas Caterpillar, el cual se detiene o queda fuera de servicio por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de normalización del suministro. 2. Consideraciones preliminares: a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia. c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, Nos 4, 5, 6, 7 y 11
inmediatamente antes de la falla. e) La prioridad de cierre de los alimentadores es: Nos 5, 4, 7, 6 y 11. f) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. g) Pérdida de los servicios auxiliares tomados del patio 13,2 kV.; si el motor a
Gas Caterpillar estuviera en servicio, se detiene por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal.
h) El día y hora de la falla son determinantes en la normalización del servicio. i) Traspaso de carga entre alimentadores Nos: 1 y 3; 1 y 9; 4 y 9; 7 y 12. j) La incorporación de Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas y Tres Puentes, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial o total, dependiendo del horario en que ocurra la falla.
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3. Procedimiento de Emergencia N° 5.1 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes. 3.1 Operador detecta apertura del Interruptor de Poder 52DT2, por lo tanto,
alim. Nos 4, 5, 6, 7, 11 y transformadores de SS/AA del patio 13,2 kV. fuera de servicio.
3.2 Aviso de inmediato a “Operaciones Generación CPA”, por radio frecuencia exclusiva N°3.
3.3 Ajustar frecuencia y voltaje de la(s) unidad(es) en servicio. 3.4 Verificar protecciones operadas del Interruptor de Poder 52DT2. 3.5 CTP; panel local; abrir Interruptor de Poder 52: C4, C5, C6, C7, C11. 3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de c/u de los Interruptores de Poder operados
(reponer vástagos lado izquierdo y derecho de los relés, alarma y enclavamiento respectivamente).
3.7 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de c/u de los Int. de Poder. 3.8 Minuciosa inspección visual del patio de 11,5/13,2 kV. 3.9 En patio de 13,2 kV. abrir desconectadores 89DT2 y 89CT-2 del
transformador de 20 MVA. 3.10 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.5).
Operador CPA avisa a operador CTP que cerrará Int. de Poder 52CT1 (línea de 23 kV.).
3.11 Operador CPA confirma cierre del Int. de poder 52CT1. 3.12 Panel local; cerrar Int. de Poder 52C7, energizando patio 13,2 kV., (desde
alim. N°12 CPA) restableciendo SS/AA. 3.13 Señal de partida a unidades Nos 2 y 5. 3.14 Sincronización de unidades Nos 2 y 5. 3.15 Esperar Instrucciones desde CPA (pto. 4, 4.5). 3.16 Panel local; cerrar Int. de Poder 52C4 hasta “R-10”. 3.17 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.32). 3.18 Cerrar Int. de Poder 52C5. 3.19 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.27). 3.20 Cerrar Int. de Poder 52C6. 3.21 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.27) 3.22 Cerrar Int. de Poder 52C11. Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde la Central Tres Puentes.
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4. Procedimiento de Emergencia N° 5.1 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas. 4.1 Operador recibe información de situación CTP por radio frecuencia
exclusiva N°3. 4.2 Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia. 4.3 Operador CPA comunica a Supervisor de Operaciones por radio frecuencia
exclusiva N°1. 4.4 Operador CPA avisa a operador CTP que cerrará desde Pc Scada
Generación, el Int. de Poder 52CT1 (línea 23 kV.). Esperar instrucciones de CTP, punto 3.11.
4.5 CPA; en Pc Scada Generación, se cierra Interruptor de Poder 52CT1. 4.6 Supervisor de Operaciones solicita a operador CPA-CTP abrir
Reconectador “R-12”, con el objeto de cerrar en la red de MT el equipo de maniobra D-12 y posterior energización de barra patio 13,2 kV. de CTP.
4.7 Supervisor de Operaciones autoriza a CPA abrir “R-12”. 4.8 Supervisor de Operaciones solicita a vehículo de Operaciones ubicarse en
“D-56 y D-34”. 4.9 Supervisor de Operaciones solicita abrir “D-56 y D-34”. 4.10 Supervisor de Operaciones solicita a veh. de Oper. ubicarse en “D-12”. 4.11 Supervisor de Operaciones solicita cerrar “D-12”. 4.12 Operador CPA comunica a Operador CTP que proceda desde panel local,
a cerrar el Int. de Poder 52C7. 4.13 Operador CTP confirma que Int. 52C7 está cerrado y barra 13,2 kV.
Energizada (punto 3.11). 4.14 Supervisor de Operaciones solicita a operador CPA “dejar sin protección
residual” y con Alt. N°3 a Reconectadores Nos 5 y 20 (alims. N°1 y N°3); coordina maniobra en la red de distribución sobre Alimentadores Nos 1 y 3, con el objeto de traspasar aproximadamente el 40% de la carga del alimentador N°1 al N°3, es decir; cerrar D-15 y abrir “R-5”; en maniobra posterior alim. N°1 absorbe carga del alim. N°9 hasta “R-14” (posterior energización de barra patio 13,2 kV. de CTP).
4.15 Superv. de Operaciones solicita a veh. de Opereraciones Ubicarse en D-15. 4.16 Superv. de Operaciones solicita cerrar “D-15”. 4.17 Superv. de Operaciones solicita a veh.Oper. ubicarse en D-29 (une alim.
N°s 1 y 9). En R-14 dejar sin protecciones residual y cambiar a “Alt. N°3”. 4.18 Supervisor de Operaciones solicita cerrar D-29. 4.19 CPA; PC Scada; Superv. de Operaciones solicita abrir “R-14”. 4.20 CPA; Pc Scada; Superv. de Operaciones abrir “R-10”, con el objeto de
cerrar D-7 y energizar parcialmente el alim. N°4. 4.20 Superv. de Operaciones solicita abrir “R-10”. 4.25 Superv. de Operaciones coordina maniobra en la red de distribución sobre
el Alimentador N°9, para cerrar D-7. 4.26 Supervisor de Operaciones solicita a veh. de Oper. ubicarse en “D-7”. 4.27 Supervisor de Operaciones solicita cerrar “D-7”.
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4.28 Alimentador N°4 normalizado a través de CPA hasta el “R-10”. 4.29 Supervisor de Operaciones solicita a operador CPA que “R10” quede sin
protección residual y con Alt. N°3. 4.30 Supervisor de Operaciones comunica a Operador CTP que proceda a cerrar
desde el panel local, el Int. de Poder 52C4. 4.31 Supervisor de Operaciones solicita cerrar “R-10”. 4.32 Supervisor de Operaciones comunica a Operador CTP que proceda a cerrar
desde el panel local, el Int. de Poder 52C6. 4.33 Supervisor de Oper. comunica a Operador CTP que proceda a cerrar
Interruptor de Poder 52C11. 4.35 Superv. de Operaciones solicita cerrar “R-13”. 4.36 Superv. de Operaciones solicita cerrar “R-12”. 4.37 Superv. de Operaciones solicita cerrar “D-56 y D-34”.
Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Tres Puentes y Punta Arenas.
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 6
CTP - CPA
“PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DE
DOS O MÁS TURBOGENERADORES EN SERVICIO
EN LA CTP”.
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N° 6
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA
SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS VIGENCIA: JUNIO DE 2015 SITUACIÓN: PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO POR LA DETENCIÓN DE 2 O
MÁS TURBOGENERADORES EN SERVICIO: DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La situación más severa que enfrenta el Sistema Eléctrico es la pérdida total del suministro de energía eléctrica a la ciudad; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares: a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Determinar si la pérdida del servicio se produjo por falla de alguno de los
Turbogeneradores o viene del sistema de distribución. c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores. e) Una vez energizada la barra en CPA se energizará la CTP por línea 23 kV.
Posteriormente se energizará línea de 66 kV. f) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas y Tres Puentes, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en que ocurra la falla.
g) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. h) La prioridad de cierre de Alimentadores es la siguiente: Nos 1 - 3 - 2 - 5 - 4 -
7 - 9 - 12 - 6 - 11 - 10 – 8 – 14 - E1. i) Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia.
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3. Procedimiento de Emergencia N°7 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes. 3.1 Detención de alguna de las siguientes unidades en servicio: N°4 Solar Mars
100, N°8 GE-10, N°7 Titán o N°9 Titán. 3.2 Aviso de inmediato a CPA, por radio frecuencia exclusiva N°3. 3.3 Operador detecta detención de Unidades N°4 Solar Mars, Nº7 Solar Titán y
Nº 8 GE-10, y apertura de los Interruptores de poder 52G4, 52G7, 52G8 o 52G9.
3.4 Operador determina si la falla se produjo en el sistema de Generación, Transformación, Transmisión o de Distribución.
3.5 Verificar protecciones operadas en control local unidades. 3.6 Dar orden manual de apertura a Interruptor de Poder 52BT1 y en el Pc
Scada Gen. Dar orden de apertura del 52BT2. 3.7 Panel local; abrir Interruptores de poder 52: C4, C5, C6, C7 y C11. 3.8 PC Scada Generación, dar señal de apertura a Interruptores de Poder 52
DT-1 y 52 DT-2. 3.9 Revisar Interruptores 52C operados por baja frecuencia. 3.10 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de Poder de
los alimentadores (reponer vástagos lados izquierdo y derecho de los relés alarma y enclavamiento respectivamente).
3.11 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de c/u de los Int. de Poder. 3.12 Señal de partida a Unidades CAT Nos 2, 3. 3.13 Esperar Instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.9). 3.14 Cerrar Interruptor de poder 52DT1. 3.15 Cerrar Interruptor de poder 52DT2. 3.16 Señal de partida a Unidad CAT GAS No 5 3.17 Señal de partida a TGs que no causaron la falla (Uds. N°4, 7, 8, 9 ). 3.18 Sincronizar Unidades CAT. Nos 2 - 3 - 5. 3.19 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con la
normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los alimentadores.
3.20 Ajustar voltaje en panel de sincronización línea de 66 kV. 3.21 Cerrar Interruptor 52BT1. 3.22 Cerrar Interruptor 52C5. 3.23 Cerrar Interruptor 52C4. 3.24 Cerrar Interruptor 52C7. 3.25 Cerrar Interruptor 52C6. 3.26 Cerrar Interruptor 52C11. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro desde la Central Tres Puentes.
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4. Procedimiento de Emergencia N°7 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas. 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia. 4.4 Pc Scada Generación, señal de apertura a Interruptores de poder 52CT2 ó
52CT3 y 52BT3 ó 52BT4. 4.5 Pc Scada Generación, orden de apertura a Interruptores de Poder 52: C1,
C2, C3, C8, C9, C10, C12 y C14. 4.6 Verificar y anotar protecciones operadas línea 66 kV. 4.7 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3. 4.8 Sincronización Unidades Diesel Nos 1 y 2. 4.9 Señal de partida a Unidad General Electric No 5. 4.10 Pc Scada Generaciòn; cerrar Int. 52CT2 ó 52CT3 y 52BT3 ó 52BT4
energizando línea de 66 kV. 4.13 Sincronización de Unidad Diesel Sulzer N°3. 4.14 Pc Scada Generación; cerrar Int. 52C1. 4.15 Pc Scada Generación; cerrar Int. 52C3. 4.16 Pc Scada Generación; cerrar Int. 52C2. 4.17 Pc Scada Generación; cerrar Int. 52C9. 4.18 Pc Scada Generación; cerrar Int. 52C12. 4.19 Pc Scada Generación; cerrar Int. 52C10. 4.20 Pc Scada Generación; cerrar Int. 52C8. 4.21 Pc Scada Generación; cerrar Int. 52C14.
Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas.
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 8
CTP - CPA
“PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN
TG Nº4 SOLAR MARS 100
O
TG GENERAL ELECTRIC GE-10
O
TG Nº7 SOLAR TITÁN
O
TG Nº9 SOLAR TITÁN”
UNIDADES ABASTECEN SUMINISTRO ELÉCTRICO
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N°8
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA
SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS VIGENCIA: JUNIO DE 2015. SITUACIÓN: UNIDADES EN PARALELO: MARS 100 Y TITÁN
“PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DE TG N°4 SOLAR MARS 100, O TG N°7 TITÁN O TG Nº9 TITÁN O TG Nº8 GE-10”. DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción.
La detención por falla de la Unidad N°4 Solar Mars 100, Unidad N°7 Solar Titán 130, Nº8 GE-10 o Unidad Nº9 Solar Titán 130, y que estén funcionando en paralelo, provoca la pérdida parcial del servicio debido a la operación de los relés de baja frecuencia instalados en los alimentadores y reconectadores de media tensión; el rechazo de carga instantáneo provoca una baja de frecuencia del sistema, que dependerá de la magnitud de la carga y del horario en que ésta se produzca, cayendo la frecuencia del sistema hasta los valores prefijados y operando los relés de baja frecuencia en forma coordinada.
2. Consideraciones preliminares: a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia. c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar Int. 52C de alimentadores operados por baja frecuencia. e) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, inmediatamente
antes de la falla. f) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas y Tres Puentes, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en que ocurra la falla.
g) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de los Alimentadores y Reconectadores es la siguiente: Nos: E1; 6, 12, 14, 9, 11, 10, 7, 8, 5, 3, 4.
h) La prioridad de cierre parcial o total de los alimentadores es la siguiente: Nos: 1 ; 3 ; 2 ; 5 ; 4 ; 7 ; 9 ; 12 ; 6 ; 11 ; 10 ; 8 ; 14 ; E1.
i) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras.
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3. Procedimiento de Emergencia N°8 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes. 3.1 Detención de alguna de las siguientes Unidades N° 4, N° 7, N° 8 o N°9. 3.2 Operador detecta falla en TG N°4, TG N°7, TG Nº8 o TG N°9, provocando
la apertura del Int. de poder 52:G4, 52:G7, 52:G8 o 52:G9 y detención del Turbogenerador N°4, N°7, Nº 8 o N°9.
3.3 Verificar la frecuencia del sistema. 3.4 Verificar la carga total de las unidades que quedaron en servicio. 3.5 Aviso de inmediato a “Operaciones Generación CPA”, por radio frecuencia
exclusiva N°3. 3.6 Determinar Int. “52C” y Reconectadores operados por baja frecuencia. 3.7 Verificar estado de protecciones (sobre corriente, residual) de Int. “52C”. 3.8 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Int. de Poder operados
(reponer vástagos lado izquierdo y derecho de los relés, alarma y enclavamiento respectivamente).
3.9 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de c/u de los Int. de Poder. 3.10 Señal de partida a Unidades Nos 2 - 3 - 5. 3.11 Verificar protecciones operadas de la Unidad que causó la falla. 3.12 Sincronizar Unidades CAT. Nos 2 - 3 - 5. 3.13 Esperar Instrucciones desde Central Punta Arenas. (pto. 4, 4.9). 3.14 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con la
normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los alimentadores que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia.
3.15 Cerrar Int. 52C5 CTP. 3.16 Cerrar Int. 52C4 CTP, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.15 Cerrar Int. 52C7 CTP, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.16 Cerrar Int. 52C6 CTP, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.17 Cerrar Int. 52C11 CTP, en forma parcial o total según hora de la falla. Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde la Central Tres Puentes.
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Documento de Circulación Restringida Actualizado Agosto de 2015 34
4. Procedimiento de Emergencia N°8 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas. 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia 4.4 Determinar Interruptores “52C” y Reconectadores operados por baja
frecuencia. 4.5 Verificar estado de protecciones (sobre corriente, residual) de Int. “52C”. 4.6 Resetear relés de baja frecuencia. 4.7 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3. 4.8 Puesta en marcha Unidad General Electric No 5. 4.9 Sincronización Unidades Diesel Nos 1, 2, 3. 4.10 Sincronización Unidades General Electric No5. 4.11 Previa comunicación con CTP, proceder a la normalización de los alim. de
acuerdo a la prioridad de cierre que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia.
4.12 Pc Scada Generación, cerrar Int. 52C3, en forma parcial o total según la hora de falla.
4.13 Pc Scada Generación, cerrar Int. 52C9, en forma parcial o total según la hora de falla.
4.14 Pc Scada Generación, cerrar Int. 52C12, en forma parcial o total según la hora de falla.
4.15 Cerrar Interruptor 52C10, en forma parcial o total según la hora de falla. 4.16 Pc Scada Generación, cerrar Int. 52C8, en forma parcial o total según la
hora de falla. 4.17 Pc Scada Generación, cerrar Int. 52C14, en forma parcial o total según la
hora de falla Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas.
Wilfredo Campos M. Jefe Operaciones
César Barrientos Jefe Depto. Operaciones
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Documento de Circulación Restringida Actualizado Agosto de 2015 35
PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 9
CTP - CPA
“PÉRDIDA TOTAL O PARCIAL DEL SERVICIO
ELÉCTRICO POR FALLA EN EL SUMINISTRO DE GAS
NATURAL A LAS INSTALACIONES DE EDELMAG S.A.”
“HORARIOS DE ALTA Y BAJA DEMANDA”
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Documento de Circulación Restringida Actualizado Agosto de 2015 36
INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N° 9
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS
VIGENCIA: JUNIO DE 2015. SITUACIÓN: “PÉRDIDA PARCIAL O TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN PROGRAMADA O FORZADA DE TURBOGENERADORES QUE FUNCIONAN CON GAS NATURAL”.
UNIDADES EN SERVICIO Y/O DISPONIBLES: TG Nº1 HITACHI, TG Nº4 MARS 100, TG Nº7 TITÁN, TG Nº9 TITÁN, TG Nº8 GE-10, O GAS CATERPILLAR.
EL TG N°8 GE-10 NO ESTÁ OPERATIVO PARA FUNCIONAMIENTO CON DIESEL.
“HORARIOS DE ALTA Y BAJA DEMANDA ”.
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción.
La Empresa Gasco S.A. abastece de gas natural a las instalaciones de Edelmag S.A., en las centrales Tres Puentes y Punta Arenas, con una presión de 500 PSI en la Central Tres Puentes y una presión media de 250 PSI en la Central Punta Arenas; los valores regulados para el funcionamiento de los turbogeneradores oscila entre 400, 250 y 100 PSI. Una baja progresiva de presión en el suministro es detectada por el sistema de monitoreo, lo que permite tomar decisiones inmediatas, tal como la puesta en servicio de todas las unidades diesel disponibles; la disminución en la presión hasta “valores menores a los regulados”, causan la detención de los turbogeneradores que estén en servicio; el rechazo de carga instantáneo provoca una baja de frecuencia del sistema, que dependerá de la magnitud de la carga y del horario en que ésta se produzca, cayendo la frecuencia del sistema hasta los valores prefijados y operando los relés de baja frecuencia en forma coordinada.
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Documento de Circulación Restringida Actualizado Agosto de 2015 37
El año 2013 el TG Hitachi quedó operativo para funcionamiento con petróleo, cuyas pruebas lograron obtener 20 MW. nominales y una potencia de despacho de 18 MW. La potencia total del sistema Punta Arenas con unidades diesel es de 49.248 kW., la que abastece el 100 % de la demanda máxima proyectada para el año 2014, que es de 41.200 kW. Desde el 28 Enero del 2014 está en vigencia el “Protocolo de Operación de Estaciones de Regulación de Gas Natural”, “Anexo 5” de GASCO S.A, cuyo objetivo es determinar las responsabilidades, específicamente ante situaciones de emergencia.
2. Consideraciones preliminares: a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia. c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores. e) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas, permite la aplicación del Plan de Restricción de Suministro, dependiendo del horario en que ocurra la anomalía.
f) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de los Alimentadores y Reconectadores es la siguiente: Nos: E1; 6, 12, 14, 9, 11, 10, 7, 8, 5, 3, 4.
g) La prioridad de cierre de Alimentadores es la siguiente: Nos 1 ; 3 ; 2 ; 5 ; 4 ; 7 ; 9 ; 12 ; 6 ; 11 ; 10 ; 8 ; 14 ; E1.
h) Si los TGs N°s 1, 7 y 9 en CTP estuvieran detenidos, dar señal de partida con gas, y realizar el traspaso a petróleo cuando estén sincronizados y con aproximadamente un 30% de la carga. Si los TGs están en servicio disminuir carga hasta el 30% y proceder al traspaso a combustible líquido.
i) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras Diesel. 3. Procedimiento de Emergencia N°9 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes. 3.1 Operador detecta alarma “baja presión gas”; en batería de gas confirma
disminución en la presión del combustible gas. 3.3 Aviso de inmediato a CPA para la puesta en servicio de unidades diesel
Sulzer Nos 1-2-3.
3.4 Señal de partida y sincronización de unidades diesel Caterpillar Nos 2 y 3.
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Documento de Circulación Restringida Actualizado Agosto de 2015 38
3.5 Verificar la frecuencia del sistema y potencia de c/u de los alimentadores. 3.6 Si la Unidad N°7 Solar Titán está detenida, dar señal de partida normal y
esperar hasta que el TG esté con un 30% de carga, para proceder al traspaso a funcionamiento con petróleo; abrir pantalla “Sistema de Combustible” activar Icono “selección de combustible líquido” y confirmar nueva consigna.
3.7 Si la Unidad N°7 Solar Titán está en servicio, disminuir carga hasta
aproximadamente un 30%, abrir pantalla “sistema de combustible”, activar Icono “selección de combustible líquido”, confirmar consigna; se realizará gradualmente el traspaso de combustible gas a 100% combustible líquido, en aproximadamente 5 minutos.
3.8 Si la Unidad N°9 Solar Titán está detenida, dar señal de partida normal y esperar hasta que el TG esté con un 30% de carga, para proceder al traspaso a funcionamiento con petróleo; abrir pantalla “Sistema de Combustible” activar Icono “selección de combustible líquido” y confirmar nueva consigna.
3.9 Si la Unidad N°9 Solar Titán está en servicio, disminuir carga hasta
aproximadamente un 30%, abrir pantalla “sistema de combustible”, activar Icono “selección de combustible líquido”, confirmar consigna; se realizará gradualmente el traspaso de combustible gas a 100% combustible líquido, en aproximadamente 5 minutos.
3.10 Si la Unidad N°1 Hitachi está detenida, dar señal de partida normal y esperar hasta que el TG esté con un 30% de carga, para proceder al traspaso a funcionamiento con petróleo; abrir pantalla “Sistema de Combustible” activar Icono “selección de combustible líquido” y confirmar nueva consigna.
3.11 Si la Unidad N°1 Hitachi está en servicio, disminuir carga hasta
aproximadamente un 30%, abrir pantalla “sistema de combustible”, activar Icono “selección de combustible líquido”, confirmar consigna; se realizará gradualmente el traspaso de combustible gas a 100% combustible líquido, en aproximadamente 5 minutos.
3.12 Preparar retiro de turbogeneradores en servicio, no duales; abrir interruptores 52G y proceder a la detención.
3.13 Verificar la carga de c/u de las unidades diesel que están funcionando. Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde la Central Tres Puentes.
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4. Procedimiento de Emergencia N° 9 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas. 4.1 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.2 Supervisor de Operaciones y Supervisores de Mantenimiento, coordinan
los procedimientos pertinentes para poner en servicio los procesos de habilitación de los TGs y traspaso del combustible gas a petróleo y el funcionamiento con petróleo de las unidades de unidades diesel de CTP y CPA.
4.3 Operador CPA comunica a Supervisor del Turno de Permanencia 4.4 Supervisor de Operaciones coordina la puesta en marcha Unidades Diesel
Sulzer Nos 1, 2 y 3 y Cat. Nº 2 y 3. 4.5 Aplicar Plan de Restricción de Suministro “horario de alta demanda”. 4.6 Aplicar Plan de Restricción de Suministro “horario de baja demanda”. 4.7 Coordinación general despacho de carga de emergencia desde la CPA. Con estas maniobras, queda parcial o totalmente normalizado el suministro eléctrico.
Wilfredo Campos M. Jefe Operaciones
César Barrientos Jefe Depto. Operaciones
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ANEXOS
1 OPERACIÓN RELÉS DE BAJA FRECUENCIA.
2 CORRIENTES MÁXIMAS POR ALIMENTADOR.
3 RECONECTADORES CONTROLADOS POR EL SISTEMA
SCADA.
4 DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PUNTA ARENAS.
5 PUESTA EN PARALELO DE LOS TRANSFORMADORES N°7 Y N°8 DE 66/13.2KV DE CPA
6 PROTOCOLO DE OPERACIÓN DE ESTACIONES DE
REGULACIÓN DE GAS NATURAL.
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ANEXO 1
OPERACIÓN RELÉS DE BAJA FRECUENCIA.
Apertura por Baja Frecuencia Alimentadores y Reconectadores
Prioridad Secuencia Frecuencia Tiempo de apertura Operac. en
apertura Alim. Hz. ms.
1° 6 49,0 60
2° 12 49,0 60
3° 14 49,0 60
4° 9 48.8 120
5° 11 48.8 120
6° 10 48.5 120
7° 7 48,5 300
8° 8 48,5 300
9° 5 48,0 800
10° 4 48,0 1000
11° 3 48,0 1000
12° 2 Deshabilitado
13° 1 Deshabilitado
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ANEXO 2
CORRIENTES MÁXIMAS POR ALIMENTADOR
EDELMAG GRUPO CGE 2015
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ANEXO 3
RECONECTADORES CONTROLADOS POR EL SISTEMA SCADA
EDELMAG GRUPO CGE 2015
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ANEXO 4:
DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO P.A.
EDELMAG GRUPO CGE 2015
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ANEXO 5
PROTOCOLO DE OPERACIÓN
PUESTA EN PARALELO DE LOS TRANSFORMADORES N°7 Y N°8 DE 66/13.2KV DE CPA.
El día 6 de julio de 2014 quedaron en servicio la Subestación Compacta Aislada en Gas “GIS”, y los 2 transformadores de 33 MVA. de la línea de 66/13,2 kV., cuyo control y monitoreo en línea, es comandado a través del Sistema Scada de Generación desde las Centrales Punta Arenas y Tres Puentes. La condición normal de operación utiliza solo 1 transformador, sin embargo, estos pueden operar en paralelo; por necesidades de mantención o de emergencia se puede proceder al traspaso de carga entre estos 2 transformadores, para lo cual se debe seguir la siguiente secuencia de maniobras.
1. PC Scada de Generación CPA; presionar icono “CONTROL CELDA GIS”; se despliega pantalla Control Celda GIS.
2. Pulsar icono “Tapcon 230” del transformador que está en servicio; se despliega pantalla “Control Reg. Tapcon 230”.
3. Verificar posición del TAP y control en Automático. 4. Pulsar icono “MANUAL” y dejar en posición MANUAL para evitar cambio de
posición del TAP. 5. En Control Reg. Tapcon 230 que esta fuera de servicio en posición manual,
igualar posición de TAP con el otro regulador. 6. Con idénticos valores de TAP, volver a pantalla “CONTROL CELDA GIS” y
cerrar Interruptor 52CT del transformador que esta N.A., verificar traspaso normal, aproximadamente 50 % de carga.
7. En la misma pantalla, proceder a abrir el Interruptor 52CT del transformador que estaba en servicio, verificar 100 % de la carga.
8. Cambiar de posición el controlador Tapcon 230 de “manual” a “automático” del transformador que quedó en servicio
9. De ser necesario, normalizar tensión de barra.
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ANEXO 6
PROTOCOLO DE OPERACIÓN
ESTACIONES DE REGULACIÓN y MEDICION DE GAS NATURAL CENTRALES DE GENERACION
Primero El presente Protocolo es aplicable a las estaciones de regulación de presión y medición de gas natural de las siguientes Centrales Generadoras:
i. Central Tres Puentes CTP ii. Central Punta Arenas CPA
Segundo
GASCO entrega en este acto los esquemas con la configuración actual de las estaciones de regulación y medición de gas natural de las Centrales Generadoras mencionadas en el punto primero, las que forman parte integrante del presente Protocolo de Operación. (Sub Anexo Nº1). Tercero
Las modificaciones a este protocolo de Operación se efectuarán sólo de común acuerdo entre las partes.
Cuarto
EDELMAG no intervendrá ni manipulará las estaciones de medición y regulación de propiedad de GASCO, y autorizará a GASCO o a quién éste designe, para ingresar y transitar por el inmueble en que se encuentren dichas instalaciones para los efectos de llevar a cabo su colocación, puesta en marcha, operación y mantención. Antes de cualquier manipulación o ajuste en los equipos de regulación y medición ubicados en las instalaciones de EDELMAG, GASCO deberá comunicar el nombre de la persona que intervendrá los equipos y el programa de trabajos a realizar.
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Operación de la estación de regulación de Gas Natural bajo condiciones de emergencia
En el evento que se viere afectado el flujo de gas natural en las redes de distribución de GASCO, por cualquier causa que ello ocurra, disminuyendo la capacidad normal de suministro, EDELMAG restringirá su consumo dentro de un plazo máximo de dos horas contados desde el envío por fax del aviso respectivo por parte de GASCO, y asignará un despacho de carga considerando las condiciones de operación en el suministro de gas natural informadas por GASCO. GASCO informará cada una hora al operador de turno de la central generadora, el momento en que según sus estimaciones se superará la condición de emergencia y se normalizará el flujo de gas natural a las instalaciones de EDELMAG. Por otra parte, en el evento que EDELMAG determine que se presenta una situación que reviste peligro inminente, para las personas o las instalaciones, podrá realizar una primera intervención de control de emergencia, la que sólo podrá ser efectuada por el personal entrenado de EDELMAG, según lo indicado en la cláusula novena de este protocolo. La intervención del personal de EDELMAG, si existiere deberá limitarse a dejar fuera de servicio el ramal correspondiente, de acuerdo al esquema adjunto y a las instrucciones contenidas en el presente punto. Para efecto de toda comunicación operativa, Edelmag señala desde ya que los números telefónicos y correos electrónicos a los que GASCO se deberá comunicar son los siguientes:
Central Nomenclatura Fono Correo
1 Tres Puentes CTP 612214019 [email protected]
2 Punta Arenas CPA 612246673 [email protected]
Además de la comunicación a cada central generadora en particular, GASCO siempre comunicará al Supervisor de Turno de EDELMAG al fono 92893995. La operación y el mantenimiento integral de las estaciones de regulación definidas en el punto primero, serán responsabilidad de GASCO, no obstante ante situaciones de emergencia, personal de EDELMAG debidamente capacitado, podrá efectuar las maniobras indicadas a continuación:
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Maniobras en Central Tres Puentes:
Item Maniobra Acción Lámina
1 Corte total de suministro de gas natural a central Tres Puentes
Cerrar válvula V3 1/8 o 2/8 Edelmag Tres Puentes
2 Corte suministro de gas natural a Turbina Hitachi
Cerrar válvula VH1 1/8 Edelmag Tres Puentes
3 Corte de suministro de gas natural a Turbina Solar Mars 100
Cerrar válvula VM1 1/8 Edelmag Tres Puentes
4 Corte de suministro de gas natural a Turbina Solar Titán 13,7 MW
Cerrar válvula VT1 1/8 Edelmag Tres Puentes
5 Corte de suministro de gas a Motor Caterpillar 3612
Cerrar válvula VC1 1/8 Edelmag Tres Puentes
6 Corte de suministro de gas natural a Turbina GE 10
Cerrar válvula VG1 1/8 Edelmag Tres Puentes
7 Corte de suministro de gas natural a Turbina Solar Titán 15 MW
Cerrar válvula VTT1 1/8 Edelmag Tres Puentes
8 Dejar fuera de servicio calentador de gas combustible
Abrir lentamente válvula V13 Cerrar válvulas V12 y V14
1/8 Edelmag Tres Puentes
Maniobras en Central Punta Arenas:
Item Maniobra Acción Lámina
1 Corte total de suministro de gas natural a Central Punta Arenas
Cerrar válvulas V4 y V6 1/1 Edelmag Punta Arenas
Quinto En caso que la operación de las unidades generadoras se vea alterada por algún desperfecto o mal funcionamiento de los elementos de regulación de gas combustible, EDELMAG deberá dar aviso inmediato a GASCO de la situación de emergencia, quienes se harán presente en la central respectiva en un plazo máximo de 1 hora, para determinar las acciones a seguir.
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Sexto Todas las intervenciones derivadas del presente protocolo, efectuadas por personal de Edelmag, deberán ser informadas a GASCO a través del teléfono de emergencia 612208020 en el más breve plazo y en todo caso a más tardar dentro de una hora de ocurrido el evento, y Edelmag deberá registrar lo ocurrido en el Libro de Novedades de Operación de Baterías de GAS NATURAL, independiente del registro en el Libro de Novedades del operador de Edelmag, de acuerdo al formato de la planilla de control que se adjunta y preparada para este efecto, el cual permanecerá a disposición de las partes en la Sala de Control de la Central Generadora correspondiente, entregando además un informe técnico en caso de intervenciones mayores o mantenciones anuales, las que se remitirán a un correo electrónico a definir por las partes. De la misma forma toda intervención realizada por GASCO a las instalaciones, será coordinada previamente de común acuerdo entre las partes, y de ser requerido se emitirá un informe técnico en caso de intervenciones mayores con el resultado de éstas, el cual será entregado al encargado de cada central de generación. Cualquier nuevo requerimiento de trabajo de Edelmag u operaciones conjuntas, deberán ser acordadas mediante una reunión entre los representantes o jefes de faena de ambas empresas y deberá dejarse constancia escrita de todos los acuerdos tomados. El teléfono de GASCO habilitado para las comunicaciones de emergencia establecidas en el presente protocolo, será el del Operador de Turno, fono 73981936. GASCO realizará la entrega de gas natural resguardando que se mantengan las condiciones operativas en su sistema, de tal forma que las presiones de entrega reguladas para cada unidad generadora no se vean alteradas de acuerdo a lo establecido en los esquemas de regulación de cada central. Dichos settings de presiones reguladas forman parte integrante del presente protocolo y se encuentran en el Sub Anexo Nº1. Sin perjuicio de lo anterior Gasco garantizará las condiciones mínimas de presión de suministro señaladas en el punto C del Anexo 2 sobre Condiciones de Presión de Suministro. GASCO informará con la mayor anticipación posible, si las condiciones de entrega de gas natural puedan verse afectadas por Emergencia en los sistemas de transporte o de distribución, mantenimiento o por restricciones en el suministro. Séptimo No están autorizadas para personal de EDELMAG las operaciones de las válvulas de By Pass, ni otras no indicadas en el presente Protocolo.
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Octavo A solicitud de EDELMAG permanecerán desactivados todos los mecanismos de corte por alta Presión (Slam Shut) existentes en las Centrales Generadoras de Tres Puentes y Puerto Natales. Noveno El personal de EDELMAG identificado en el listado adjunto (ver Sub Anexo N°2), participó en curso de capacitación dictado por GASCO sobre operación y funcionamiento de los sistemas descritos, por lo que en caso de emergencia a que se refiere la cláusula cuarta, es el único personal de EDELMAG autorizado a maniobrar las estaciones de regulación de gas combustible de acuerdo a las instrucciones definidas en este protocolo. La capacitación se realizará anualmente en el mes de Abril, después de lo cual y de ser requerido, se actualizará el listado de personal autorizado para intervenir en las instalaciones antes indicadas. Décimo Personal de GASCO identificado en el listado adjunto (ver Sub Anexo Nº2), cuenta con autorización para coordinar y ejecutar intervenciones en los sistemas de medición y regulación de gas combustible de las centrales de EDELMAG, conforme a lo descrito en el punto sexto del presente protocolo. Undécimo Comunicaciones de Emergencia Ante la necesidad de realizar comunicaciones de emergencia entre las partes, se establecen los siguientes medios: GASCO: Teléfono de Emergencia : 612208020 Operador de Turno : 6173981936 Oficina de Operaciones : 612208029 Encargado de Operaciones : 73994037 Jefe Unidad de Integridad de Redes : 65879970 Jefe Unidad de Mantenimiento y Redes: 79961354 Gerente de Operaciones : 93193962 EDELMAG: Teléfono Central Punta Arenas : 612714048 - 612246673 Teléfono Central Tres Puentes : 612714295 - 612214019 Supervisor de Turno : 92893995
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SUB ANEXO Nº 1
ESQUEMAS CON LA CONFIGURACIÓN DE LAS ESTACIONES DE REGULACIÓN Y MEDICIÓN DE GAS NATURAL DE LAS CENTRALES GENERADORAS y SETTINGS DE PRESION DE LOS SISTEMAS DE
REGULACION
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SUB ANEXO Nº 2 1.- Personal EDELMAG S.A.
c.- Punta Arenas
Nombre Rut Cargo
Alejandro Campos M. 7.066.055-5 Jefe Sección Operación
Luis Cárdenas B. 6.500.915-3 Operador de Planta
Miguel Lara A. 10.557.345-6 Operador de Planta
Antonio Mansilla C. 7.567.447-3 Operador de Planta
Juan C. Torres M. 9.328.987-0 Operador de Planta
Ángel Gallardo T. 10.919.602-9 Operador de Planta
Jorge Espinoza V. 9.697.919-3 Operador de Planta
Mauricio Maldonado F. 9.338.711-2 Operador de Planta
Rubén Fonseca I. 12.079.874-K Operador de Planta
Juan Muñoz B. 7.822.681-1 Operador de Planta
Víctor Delgado M. 16.966.497-8 Operador de Planta
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d.- Todas las Centrales
Nombre Rut Cargo
Juan Carlos Würth O. 8.572.046-5 Gerente Generación
César Barrientos B. 9.143.486-5 Jefe Dpto. Operaciones
Alejandro Ulloa A. 10.227.629-9 Jefe Dpto. Mantención Generación
José Barreiro L. 7.664.206-0 Supervisor
Ricardo Oyarzún M. 10.642.689-9 Supervisor
Héctor Soto M. 8.011.226-2 Supervisor
Aldo Ghisoni H. 6.909.166-0 Supervisor
César Chávez A. 10.996.806-4 Supervisor
2.- Personal GASCO S.A.
c.- Punta Arenas
Nombre Rut Cargo
Arroyo Robles, Juan 7.888.508-4 Operador de Instalaciones y Emergencias
Escobar Oyarzo, Jaime 14.449.269-2 Operador de Instalaciones y Emergencias
Díaz Bahamonde, Juan 13.527.302-3 Operador de Instalaciones y Emergencias
Vargas Mancilla, José 15.286.417-5 Operador de Instalaciones y Emergencias
Carvallo Williams, Juan 12.937.241-5 Encargado de Operaciones
d.- Todas las Centrales
Nombre Rut Cargo
Durán Zamorano, Eduardo 8.920.619-7 Jefe Unidad de Integridad de Redes
Carrasco S., Juan Pablo 11.748.807-1 Jefe Unidad de Operaciones, Mantenimiento, Redes y
Emergencias
Huepe Ortega, Sergio 8.854.360-2 Gerente de Operaciones
SUB ANEXO Nº3
PLANILLA DE CONTROL (LIBRO DE NOVEDADES DE OPERACIÓN)
NOMBRE CENTRAL EDELMAG
HORA LLEGADA
GASCO
HORA SALIDA GASCO
DESCRIPCIÓN ACTIVIDAD REALIZADA
NOMBRE PERSONAL
GASCO
NOMBRE PERSONAL EDELMAG
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INDICE
PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA PUERTO NATALES
N° CONTENIDO PÁGINA
1 PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO. 2
DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO 2 PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO 5
DETENCIÓN PARCIAL DE UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO 3 PÉRDIDA TOTAL O PARCIAL DEL SERVICIO 8 FALLA EN EL SUMINISTRO DE GAS NATURAL A LAS INSTALACIONES DE EDELMAG S.A. 4 ANEXOS 11
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N°1
CENTRAL PUERTO NATALES
“ PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO “
DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN N°1
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUERTO NATALES
VIGENCIA: ABRIL DE 2015 SITUACIÓN: PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO.
DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRAL PUERTO NATALES 1. Introducción. La situación más severa que enfrenta el Sistema Eléctrico es la pérdida total del suministro de energía eléctrica a la ciudad; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares: a) Operador comunica a Supervisor del Turno de Permanencia, quién coordina
las comunicaciones con la autoridad respecto del restablecimiento del servicio.
b) Determinar el origen de la falla. c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores. e) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde la Central Puerto Natales, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial o total, dependiendo del horario en que ocurra la falla.
f) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. g) La prioridad de cierre de Alimentadores es la siguiente: Nos 4 - 3 - 2 - 1 - 5. h) La comunicación entre maniobras que se ejecuten en diferentes puntos del
sistema eléctrico, se realiza desde la Central a través de la frecuencia exclusiva de radio “canal N°1”.
3. Procedimiento de Emergencia N°1 Central Puerto Natales: 3.1 Detención de las Unidades en servicio.
EDELMAG GRUPO CGE 2015
Documento de Circulación Restringida Actualizado Abril 2015 4
3.2 Operador determina falla en una de las Unidades Generadoras en servicio, con la apertura del Interruptor de Poder respectivo; además verifica el estado de las unidades que cayeron producto de la falla de origen.
3.3 Verificar protecciones operadas en control local unidad. 3.4 Dar orden manual de apertura a Interruptores de poder 52: C1, C2, C3, C4
y C5. 3.5 Verificar Interruptores 52 C operados por baja frecuencia. 3.6 Desde el PC Scada de Distribución, dar señal de apertura a
Reconectadores N°s: 1 – 2 – 3 – 4 – 5 – 6 - 7 y 8. 3.7 Resetear alarmas operadas en Relés Micom de los interruptores de poder
de los alimentadores N°s: 1 – 2 – 3 – 4 y 5. 3.8 Señal de partida y sincronización a Unidades diesel disponibles. 3.9 Señal de partida y sincronización a Unidades Gas disponibles. 3.11 Cerrar Interruptor 52 C4, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.12 Cerrar Interruptor 52 C3, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.13 Cerrar Interruptor 52 C2, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.14 Cerrar Interruptor 52 C1, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.15 Cerrar Interruptor 52 C5, en forma parcial o total según hora de la falla. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro de energía en el sistema eléctrico de Puerto Natales.
.
Wilfredo Campos M César Barrientos Jefe Operaciones Jefe Depto. Operaciones
EDELMAG GRUPO CGE 2015
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 2
CENTRAL PUERTO NATALES
“ PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO “ DETENCIÓN DE UNA O MAS UNIDADES GENERADORAS
EN SERVICIO
EDELMAG GRUPO CGE 2015
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN N°2
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUERTO NATALES
VIGENCIA: ABRIL DE 2015. SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO.
DETENCIÓN DE UNA O MAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRAL PUERTO NATALES. 1. Introducción.
La detención por falla de una de las unidades que se encuentren funcionando en paralelo, provoca la pérdida parcial del servicio debido a la operación de los relés de baja frecuencia instalados en los alimentadores; el rechazo de carga instantáneo provoca una baja de frecuencia del sistema, que dependerá de la magnitud de la carga y del horario en que ésta se produzca, cayendo la frecuencia del sistema hasta los valores prefijados y operando los relés de baja frecuencia en forma coordinada.
2. Consideraciones preliminares: a) Operador comunica a Supervisor del Turno de Permanencia, quién coordina
las comunicaciones con la autoridad respecto del restablecimiento del servicio.
b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Verificar Int. 52 C de alimentadores operados por baja frecuencia. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, inmediatamente
antes de la falla. e) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde la Central Puerto Natales, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en que ocurra la falla.
g) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de los Alimentadores es la siguiente: Nos: 5 – 3 – 2 – 1 - 4.
h) La prioridad de cierre parcial o total de los alimentadores es la siguiente: Nos: 4 – 3 – 2 – 1 - 5.
g) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. h) La comunicación entre maniobras que se ejecuten en diferentes puntos del
sistema eléctrico, se realiza desde la Central a través de la frecuencia exclusiva de radio “canal N°1”.
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Documento de Circulación Restringida Actualizado Abril 2015 7
3. Procedimiento de Emergencia N°2 Central Puerto Natales: 3.1 Detención de una o más unidades generadoras en servicio. 3.2 Operador detecta falla en una de las unidades que están funcionando en
paralelo, provocando la apertura de su interruptor de poder y/o detención de la unidad generadora.
3.3 Verificar la frecuencia del sistema. 3.4 Verificar la carga total y estabilizar el sistema eléctrico, voltaje, frecuencia y
nivel de potencia en cada una de las unidades que quedaron en servicio. 3.5 Determinar Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia. 3.6 Verificar estado de protecciones (sobre corriente, residual) de Interruptor
“52 C”. 3.7 Resetear alarmas operadas en Relé Micom de cada uno de los
Interruptores de Poder. 3.8 Verificar protecciones operadas en la Unidad que provocó la falla. 3.9 Señal de partida y sincronización a Unidades diesel disponibles. 3.10 Señal de partida y sincronización a Unidades Gas disponibles. 3.11 En sala de comando, operar “switch” que deja fuera de servicio la
protección de baja frecuencia de todos los alimentadores de distribución. 3.12 Normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los
alimentadores que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia. 3.13 Cerrar Int. 52 C4, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.14 Cerrar Int. 52 C1, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.15 Cerrar Int. 52 C2, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.16 Cerrar Int. 52 C3, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.17 Cerrar Int. 52 C5, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.18 Operar “switch” que habilita la protección de baja frecuencia de los
alimentadores de distribución. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro de energía en el sistema eléctrico de Puerto Natales.
.
Wilfredo Campos M César Barrientos Jefe Operaciones Jefe Depto. Operaciones
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 3
CENTRAL PUERTO NATALES
“PÉRDIDA TOTAL O PARCIAL DEL SERVICIO
ELÉCTRICO POR FALLA EN EL SUMINISTRO DE GAS
NATURAL A LAS INSTALACIONES DE EDELMAG S.A. ”
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN N° 3
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA
SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUERTO NATALES VIGENCIA: ABRIL DE 2015. SITUACIÓN: “PÉRDIDA PARCIAL O TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN PROGRAMADA O FORZADA DE UNIDADES GENERADORAS QUE FUNCIONAN CON GAS NATURAL”.
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRAL PUERTO NATALES. 1. Introducción.
La Empresa Gasco S.A. abastece de gas natural a las instalaciones de Edelmag S.A., en central Puerto Natales, con una presión de 260 PSI; los valores regulados para el funcionamiento de las unidades generadoras oscilan entre 30 PSI y 140 PSI. Una baja progresiva de presión en el suministro es detectada por el sistema de monitoreo, lo que permite tomar decisiones inmediatas, tal como la puesta en servicio de todas las unidades diesel disponibles; la disminución en la presión hasta “valores menores a los regulados”, causan la detención de los turbogeneradores que estén en servicio; el rechazo de carga instantáneo provoca una baja de frecuencia del sistema, que dependerá de la magnitud de la carga y del horario en que ésta se produzca, cayendo la frecuencia del sistema hasta los valores prefijados y operando los relés de baja frecuencia en forma coordinada.
2. Consideraciones preliminares: a) Operador comunica a Supervisor del Turno de Permanencia, quién coordina
las comunicaciones con la autoridad respecto del restablecimiento del servicio.
b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores. d) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde la Central Puerto NAtales, permite la aplicación del Plan de Restricción de Suministro, dependiendo del horario en que ocurra la anomalía.
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e) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de los Alimentadores es la siguiente: Nos: 5 – 3 – 2 – 1 – 4.
f) La prioridad de cierre de Alimentadores es la siguiente: Nos: 4 – 3 – 2 – 1 - 5.
3. Procedimiento de Emergencia N°3 Central Puerto Natales: 3.1 Operador detecta alarma de “baja presión de gas” y confirma datos en
“batería de gas”. 3.2 Señal de partida y sincronización de unidades diesel disponibles. 3.3 Verificar la frecuencia del sistema y potencia de cada uno de los
alimentadores. 3.4 Preparar retiro de unidades generadoras a gas que sean necesarias para
normalizar la presión de gas; abrir interruptores 52 G y proceder a la detención.
3.5 Verificar presión del suministro de gas, si aún no se ha normalizado, preparar el funcionamiento con combustible diesel de unidades generadoras duales N°4 y N°5 Solar; abrir interruptores 52 G y proceder a la detención, para posterior funcionamiento con combustible líquido.
3.6 En caso de restricción total de suministro de gas a la central Puerto Natales, en horario de baja demanda es posible normalizar el suministro de energía del sistema eléctrico con la potencia en giro diesel. En horario de alta demanda se debe aplicar Plan de Restricción de Suministro “horario de alta demanda”, lo cual aplicará una restricción de aproximadamente un 20% de la carga total del sistema.
Con estas maniobras, queda parcial o totalmente normalizado el suministro de energía en el sistema eléctrico de Puerto Natales
Wilfredo Campos M César Barrientos
Jefe Operaciones Jefe Depto. Operaciones
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ANEXOS
1 OPERACIÓN RELÉS DE BAJA FRECUENCIA.
2 CORRIENTES MÁXIMAS POR ALIMENTADOR.
3 RECONECTADORES CONTROLADOS POR EL SISTEMA
SCADA.
4 DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO NATALES.
5 PROTOCOLO DE OPERACIÓN DE ESTACIONES DE REGULACIÓN DE GAS NATURAL.
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Fases Residual
1 100 25
2 80 20
3 100 20
4 80 20
5 60 25
Alimentador
N°
Minimo Trip Corriente (A)
Alimentadores de Distribución
Mínimo Trip Corriente Fases y Residual
ANEXO 1
OPERACIÓN RELÉS DE BAJA FRECUENCIA
ANEXO 2
CORRIENTES MÁXIMAS POR ALIMENTADOR
Apertura por Baja Frecuencia
Alimentadores
Prioridad Secuencia Frecuencia Tiempo
De Apertura Operación
Apertura Alimentadores (Hz.) (Seg.)
1a 5 49,0 0,70
2a 3 48,8 1,00
3a 2 48,0 1,75
4a 1 47,5 3,00
5a 4 47,0 6,00
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ANEXO 3
RECONECTADORES CONTROLADOS POR EL SISTEMA SCADA
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ANEXO 4
DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO NATALES
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ANEXO N°5
PROTOCOLO DE OPERACIÓN
ESTACIONES DE REGULACIÓN y MEDICION DE GAS NATURAL CENTRALES DE GENERACION
Primero El presente Protocolo es aplicable a las estaciones de regulación de presión y medición de gas natural de las siguientes Centrales Generadoras:
i. Central Puerto Natales CPN Segundo GASCO entrega en este acto los esquemas con la configuración actual de las estaciones de regulación y medición de gas natural de las Centrales Generadoras mencionadas en el punto primero, las que forman parte integrante del presente Protocolo de Operación. (Sub Anexo Nº1). Tercero Las modificaciones a este protocolo de Operación se efectuarán sólo de común acuerdo entre las partes. Cuarto EDELMAG no intervendrá ni manipulará las estaciones de medición y regulación de propiedad de GASCO, y autorizará a GASCO o a quien éste designe, para ingresar y transitar por el inmueble en que se encuentren dichas instalaciones para los efectos de llevar a cabo su colocación, puesta en marcha, operación y mantención. Antes de cualquier manipulación o ajuste en los equipos de regulación y medición ubicados en las instalaciones de EDELMAG, GASCO deberá comunicar el nombre de la persona que intervendrá los equipos y el programa de trabajos a realizar.
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Operación de la estación de regulación de Gas Natural bajo condiciones de emergencia
En el evento que se viere afectado el flujo de gas natural en las redes de distribución de GASCO, por cualquier causa que ello ocurra, disminuyendo la capacidad normal de suministro, EDELMAG restringirá su consumo dentro de un plazo máximo de dos horas contados desde el envío por fax o correo electrónico del aviso respectivo por parte de GASCO, y asignará un despacho de carga considerando las condiciones de operación en el suministro de gas natural informadas por GASCO. GASCO informará cada una hora al operador de turno de la central generadora, el momento en que según sus estimaciones se superará la condición de emergencia y se normalizará el flujo de gas natural a las instalaciones de EDELMAG. Por otra parte, en el evento que EDELMAG determine que se presenta una situación que reviste peligro inminente para las personas o las instalaciones, podrá realizar una primera intervención de control de emergencia, la que sólo podrá ser efectuada por el personal entrenado de EDELMAG, según lo indicado en la cláusula novena de este protocolo. La intervención del personal de EDELMAG, si existiere deberá limitarse a dejar fuera de servicio el ramal correspondiente, de acuerdo al esquema adjunto y a las instrucciones contenidas en el presente punto. Para efecto de toda comunicación operativa, EDELMAG señala desde ya que los números telefónicos y correos electrónicos a los que GASCO se deberá comunicar son los siguientes:
Central Nomenclatura Fono Correo
3 Puerto Natales CPN 2714230 [email protected]
Además de la comunicación a cada central generadora en particular, GASCO siempre comunicará al Supervisor de Turno de EDELMAG al fono 92893995. La operación y el mantenimiento integral de las estaciones de regulación definidas en el punto primero, serán responsabilidad de GASCO, no obstante ante situaciones de emergencia, personal de EDELMAG debidamente capacitado, podrá efectuar las maniobras indicadas a continuación:
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Maniobras en Central Puerto Natales:
Item Maniobra Acción Lámina
1 Corte total de suministro de gas natural a Central Puerto Natales
Cerrar válvula V1 1/5 EDELMAG Puerto Natales
2 Corte de suministro de gas natural a Motor Waukesha 9390 Nº 3
Cerrar válvula V20 y V21
1/5 EDELMAG Puerto Natales
3 Corte de suministro de gas de partida
Cerrar válvula V22 1/5 EDELMAG Puerto Natales
4 Corte de suministro de gas natural a Motor Caterpillar Nº7
Cerrar válvula V25 y V26
1/5 EDELMAG Puerto Natales
5 Corte de suministro de gas natural a Turbina Solar Saturno Nº 4
Cerrar válvula V12 y V13
1/5 EDELMAG Puerto Natales
6 Corte de suministro de gas natural a Turbina Solar Saturno Nº 5
Cerrar válvula V16 y V17
1/5 EDELMAG Puerto Natales
7 Corte de suministro de gas natural a Motor Waukesha 9390 Nº 8
Cerrar válvula V29 y V30
1/5 EDELMAG Puerto Natales
8 Corte de suministro de gas natural a Motor Jenbacher Nº9
Cerrar válvula V33 y V34
1/5 EDELMAG Puerto Natales
9 Corte de suministro de gas natural a Motor Jenbacher Nº11
Cerrar válvula V37 y V38
1/5 EDELMAG Puerto Natales
Quinto En caso que la operación de las unidades generadoras se vea alterada por algún desperfecto o mal funcionamiento de los elementos de regulación de gas combustible, EDELMAG deberá dar aviso inmediato a GASCO de la situación de emergencia, quienes se harán presente en la central respectiva en un plazo máximo de 1 hora, para determinar las acciones a seguir. Sexto Todas las intervenciones derivadas del presente protocolo, efectuadas por personal de EDELMAG, deberán ser informadas a GASCO a través del teléfono de emergencia 2208020 en el más breve plazo y en todo caso a más tardar dentro de una hora de ocurrido el evento. EDELMAG deberá registrar lo ocurrido en el
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Libro de Novedades de Operación de Baterías de GAS NATURAL, independiente del registro en el Libro de Novedades del operador de EDELMAG, de acuerdo al formato de la planilla de control que se indica en el Sub Anexo N°3, el cual permanecerá a disposición de las partes en la Sala de Control de la Central Generadora correspondiente, entregando además un informe técnico en caso de intervenciones mayores o mantenciones anuales, las que se remitirán a un correo electrónico a definir por las partes. De la misma forma, toda intervención realizada por GASCO a las instalaciones será coordinada previamente, de común acuerdo entre las partes, y de ser requerido se emitirá un informe técnico en caso de intervenciones mayores con el resultado de éstas, el cual será entregado al encargado de cada central de generación. Cualquier nuevo requerimiento de trabajo de EDELMAG u operaciones conjuntas, deberán ser acordadas mediante una reunión entre los representantes o jefes de faena de ambas empresas y deberá dejarse constancia escrita de todos los acuerdos tomados. El teléfono de GASCO habilitado para las comunicaciones de emergencia establecidas en el presente protocolo, será el del Operador de Turno, fono 73981936. GASCO realizará la entrega de gas natural resguardando que se mantengan las condiciones operativas en su sistema, de tal forma que las presiones de entrega reguladas para cada unidad generadora no se vean alteradas de acuerdo a lo establecido en los esquemas de regulación de cada central. Dichos settings de presiones reguladas forman parte integrante del presente protocolo y se encuentran en el Sub Anexo Nº 1. Sin perjuicio de lo anterior, GASCO garantizará las condiciones mínimas de presión de suministro señaladas en el punto C del Anexo 2 sobre Condiciones de Presión de Suministro. GASCO informará con la mayor anticipación posible, si las condiciones de entrega de gas natural puedan verse afectadas por Emergencia en los sistemas de transporte o de distribución, mantenimiento o por restricciones en el suministro. Séptimo No están autorizadas para personal de EDELMAG las operaciones de las válvulas de By Pass, ni otras no indicadas en el presente Protocolo. Octavo A solicitud de EDELMAG permanecerán desactivados todos los mecanismos de corte por alta Presión (Slam Shut) existentes en las Centrales Generadoras de Tres Puentes y Puerto Natales.
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Noveno El personal de EDELMAG identificado en el listado adjunto (ver Sub Anexo N°2), participó en curso de capacitación dictado por GASCO sobre operación y funcionamiento de los sistemas descritos, por lo que en caso de emergencia a que se refiere la cláusula cuarta, es el único personal de EDELMAG autorizado a maniobrar las estaciones de regulación de gas combustible de acuerdo a las instrucciones definidas en este protocolo. La capacitación se realizará anualmente en el mes de Abril, después de lo cual y de ser requerido, se actualizará el listado de personal autorizado para intervenir en las instalaciones antes indicadas. Décimo Personal de GASCO identificado en el listado adjunto (ver Sub Anexo Nº2), cuenta con autorización para coordinar y ejecutar intervenciones en los sistemas de medición y regulación de gas combustible de las centrales de EDELMAG, conforme a lo descrito en el punto sexto del presente protocolo. Décimo primero Comunicaciones de Emergencia Ante la necesidad de realizar comunicaciones de emergencia entre las partes, se establecen los siguientes medios: GASCO: Teléfono de Emergencia: 2208020 Operador de Turno: 73981936 Oficina de Operaciones: 2208029 Teléfono Puerto Natales: 2415547-2411194 Jefe Oficina Puerto Natales: 65879975 Encargado de Operaciones: 73994037 Jefe Unidad de Integridad de Redes: 65879970 Jefe Unidad de Mantenimiento y Redes: 79961354 Gerente de Operaciones: 93193962 EDELMAG: Teléfono Central Puerto Natales: 2714230 - 2410644 Supervisor de Turno: 92893995
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SUB ANEXO Nº 1
ESQUEMAS CON LA CONFIGURACIÓN DE LAS ESTACIONES DE REGULACIÓN Y MEDICIÓN DE GAS NATURAL DE LAS CENTRALES GENERADORAS y SETTINGS DE PRESION DE LOS SISTEMAS DE
REGULACION
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SUB ANEXO Nº2 1.- Personal EDELMAG S.A. Puerto Natales
Nombre Rut Cargo
Claudio Ojeda U. 10.668.198-8 Administrador
Raúl Díaz S. 7.821.443-0 Jefe Técnico
Christian Pérez B. 8.811.681-K Mecánico
José Pérez B. 7.480.732-1 Operador de Planta
Rodrigo Vera C. 10.861.716-0 Operador de Planta
Alfredo Cárcamo V. 9.684.643-6 Operador de Planta
Santiago Cárdenas V. 16.721.172-0 Operador de Planta
Todas las Centrales
Nombre Rut Cargo
Juan Carlos Würth O. 8.572.046-5 Jefe Depto. Mantención
César Barrientos B. 9.143.486-5 Jefe Dpto. Planificación
Alejandro Ulloa A. 10.227.629-9 Supervisor
José Barreiro L. 7.664.206-0 Supervisor
Ricardo Oyarzún M. 10.642.689-9 Supervisor
Héctor Soto M. 8.011.226-2 Supervisor
Aldo Ghisoni H. 6.909.166-0 Supervisor
César Chávez A. 10.996.806-4 Supervisor
2.- Personal GASCO S.A.
Puerto Natales
Nombre Rut Cargo
Cárdenas B., Ramón
9.293.403-9 Jefe Oficina Puerto Natales
Aguilar, José Omar 12.012.784-5 Jefe Servicio Cliente Puerto Natales
Cárdenas Cárdenas, Arturo
11.504.653-5 Capataz
Carvallo Williams, Juan 12.937.241-5 Encargado de Operaciones
Todas las Centrales
Nombre Rut Cargo
Durán Zamorano, Eduardo
8.920.619-7 Jefe Unidad de Integridad de Redes
Carrasco S., Juan Pablo 11.748.807-1 Jefe Unidad de Operaciones, Mantenimiento, Redes y Emergencias
Huepe Ortega, Sergio 8.854.360-2 Gerente de Operaciones
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SUB ANEXO Nº3 PLANILLA DE CONTROL (LIBRO DE NOVEDADES DE OPERACIÓN)
NOMBRE CENTRAL EDELMAG
HORA LLEGADA GASCO
HORA SALIDA GASCO
DESCRIPCIÓN ACTIVIDAD REALIZADA
NOMBRE PERSONAL GASCO
NOMBRE PERSONAL EDELMAG
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INDICE
PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA PORVENIR
N° CONTENIDO PÁGINA
1 PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO. 2
DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO 2 PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO 5
DETENCIÓN PARCIAL DE UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO 3 PÉRDIDA TOTAL O PARCIAL DEL SERVICIO 8 FALLA EN EL SUMINISTRO DE GAS NATURAL A LAS INSTALACIONES DE EDELMAG S.A. 4 ANEXOS 11
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N°1
CENTRAL PORVENIR
“ PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO “
DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN N°1
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PORVENIR
VIGENCIA: ABRIL DE 2015 SITUACIÓN: PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO.
DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRAL PORVENIR 1. Introducción. La situación más severa que enfrenta el Sistema Eléctrico es la pérdida total del suministro de energía eléctrica a la ciudad; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares: a) Operador comunica a Supervisor del Turno de Permanencia, quién coordina
las comunicaciones con la autoridad respecto del restablecimiento del servicio.
b) Determinar el origen de la falla. c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores. e) La incorporación del Reconectador R-1 en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde la Central Porvenir, permite el cierre del Alimentador N°2 en forma parcial o total, dependiendo del horario en que ocurra la falla.
f) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. g) La prioridad de cierre de Alimentadores es la siguiente: Nos 2 - 4 - 3 – 1. h) La comunicación entre maniobras que se ejecuten en diferentes puntos del
sistema eléctrico se realiza a través de la frecuencia exclusiva de radio “canal N°2”.
3. Procedimiento de Emergencia N°1 Central Porvenir:
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3.1 Detención de las Unidades en servicio. 3.2 Operador determina falla en una de las Unidades Generadoras en servicio,
con la apertura del interruptor de poder respectivo; además verifica el estado de las unidades que se detuvieron producto de la falla de origen.
3.3 Verificar protecciones operadas en control local unidad. 3.4 Dar orden manual de apertura a Interruptores de poder 52: C1, C2, C3, C4. 3.5 Desde PC Scada de Distribución, dar señal de apertura a Reconectador
N°1, ubicado en el alimentador N°2. 3.6 Verificar Interruptores 52 C operados por baja frecuencia. 3.7 Resetear alarmas operadas en Control “Form 5 y Form 6” de cada uno de
los interruptores de poder de los alimentadores. 3.8 Señal de partida y sincronización a Unidades Diesel disponibles. 3.9 Señal de partida y sincronización a Unidades a Gas disponibles. 3.10 Cerrar Interruptor 52 C2, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.11 Cerrar Interruptor 52 C4. 3.12 Cerrar Interruptor 52 C3. 3.13 Cerrar Interruptor 52 C1. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro de energía en el sistema eléctrico de la ciudad de Porvenir.
. Wilfredo Campos M César Barrientos Jefe Operaciones Jefe Depto. Operaciones
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 2
CENTRAL PORVENIR
“ PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO “
DETENCIÓN PARCIAL DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN N°2
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA
SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PORVENIR VIGENCIA: ABRIL DE 2015. SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO.
DETENCIÓN DE UNA O MÁS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRAL PORVENIR. 1. Introducción.
La detención por falla de una de las unidades que se encuentren funcionando en paralelo, provoca la pérdida parcial del servicio debido a la operación de los relés de baja frecuencia instalados en los alimentadores; el rechazo de carga instantáneo provoca una baja de frecuencia del sistema, que dependerá de la magnitud de la carga y del horario en que ésta se produzca, cayendo la frecuencia del sistema hasta los valores prefijados y operando los relés de baja frecuencia en forma coordinada.
2. Consideraciones preliminares: a) Operador comunica a Supervisor del Turno de Permanencia, quién coordina
las comunicaciones con la autoridad respecto del restablecimiento del servicio.
b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Verificar Int. 52 C de alimentadores operados por baja frecuencia. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, inmediatamente
antes de la falla. e) La incorporación del Reconectador R-1 en la Red de Distribución de Media
Tensión y su operación desde la Central Porvenir, permite el cierre del alimentador N°2 en forma parcial o total, dependiendo del horario en que ocurra la falla.
g) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de los Alimentadores es la siguiente: Nos: 3 – 1 - 4 - 2.
h) La prioridad de cierre parcial o total de los alimentadores es la siguiente: Nos: 2 – 4 – 3 - 1.
g) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras.
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i) La comunicación entre maniobras que se ejecuten en diferentes puntos del sistema eléctrico se realiza a través de la frecuencia exclusiva de radio “canal N°2”.
3. Procedimiento de Emergencia N°2 Central Porvenir: 3.1 Detención de alguna de las unidades generadoras en servicio. 3.2 Operador detecta falla en una de las unidades funcionando en paralelo,
provocando la apertura de su interruptor de poder y/o detención de la unidad generadora.
3.3 Verificar la frecuencia del sistema. 3.4 Verificar la carga total y estabilizar el sistema eléctrico, voltaje, frecuencia y
nivel de potencia de cada una de las unidades que quedaron en servicio. 3.5 Determinar Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia. 3.6 Verificar estado de protecciones (sobre corriente, residual) de Int. “52 C”. 3.7 Resetear alarmas operadas en Control “Form 5 y Form 6” de cada uno de
los Interruptores de Poder de los alimentadores. 3.8 Verificar protecciones operadas de la Unidad que causó la falla. 3.9 Señal de partida y sincronización a Unidades diesel disponibles. 3.10 Señal de partida y sincronización a Unidades a gas disponibles. 3.11 Normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los
alimentadores que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia. 3.11 Cerrar Int. 52 C2, en forma parcial o total según hora de la falla. 3.12 Cerrar Int. 52 C4. 3.13 Cerrar Int. 52 C3. 3.14 Cerrar Int. 52 C1. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro de energía en el sistema eléctrico de la ciudad de Porvenir.
.
Wilfredo Campos M César Barrientos Jefe Operaciones Jefe Depto. Operaciones
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 3
CENTRAL PORVENIR
“PÉRDIDA TOTAL O PARCIAL DEL SERVICIO
ELÉCTRICO POR FALLA EN EL SUMINISTRO DE GAS
NATURAL A LAS INSTALACIONES DE EDELMAG S.A. ”
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN N° 3
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PORVENIR
VIGENCIA: ABRIL DE 2015. SITUACIÓN: “PÉRDIDA PARCIAL O TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN PROGRAMADA O FORZADA DE UNIDADES GENERADORAS QUE FUNCIONAN CON GAS NATURAL”.
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRAL PORVENIR. 1. Introducción.
La Empresa Gasco S.A. abastece de gas natural a las instalaciones de Edelmag S.A., en central Porvenir, con una presión de 60 PSI; los valores regulados para el funcionamiento de las unidades generadoras oscila entre 30 y 33 PSI. Una baja progresiva de presión en el suministro es detectada por el sistema de monitoreo, lo que permite tomar decisiones inmediatas, tal como la puesta en servicio de todas las unidades diesel disponibles; la disminución en la presión hasta “valores menores a los regulados”, causan la detención de los turbogeneradores que estén en servicio; el rechazo de carga instantáneo provoca una baja de frecuencia del sistema, que dependerá de la magnitud de la carga y del horario en que ésta se produzca, cayendo la frecuencia del sistema hasta los valores prefijados y operando los relés de baja frecuencia en forma coordinada.
2. Consideraciones preliminares: a) Operador comunica a Supervisor del Turno de Permanencia, quién coordina
las comunicaciones con la autoridad respecto del restablecimiento del servicio.
b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores. d) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de los
Alimentadores es la siguiente: Nos: 3 – 1 – 4 - 2. e) La prioridad de cierre de Alimentadores es la siguiente: Nos 2 – 4 – 3 - 1.
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3. Procedimiento de Emergencia N°3.
Central Porvenir: 3.1 Operador detecta alarma “baja presión gas” y confirma datos en batería del
combustible gas. 3.2 Señal de partida y sincronización de unidades diesel disponibles. 3.3 Verificar la frecuencia del sistema y potencia de cada uno de los
alimentadores. 3.4 Preparar retiro de unidades generadoras a gas que sean necesarias para
normalizar la presión de gas; abrir interruptores 52 G y proceder a la detención.
3.5 Verificar presión de suministro de gas, si aún no se ha normalizado dar orden de partida a unidades generadoras Caterpillar N°1, Deutz N°2, Deutz N°3 y retirar unidades generadoras a gas que sean necesarias para normalizar la presión de gas; abrir interruptores 52 G y proceder a la detención.
3.6 En caso de restricción total de suministro de gas a la central Porvenir, en horario de baja demanda es posible normalizar el suministro de energía del sistema eléctrico con la potencia en giro diesel. En horario de alta demanda se debe aplicar Plan de Restricción de Suministro “horario de alta demanda”, lo cual aplicará una restricción de aproximadamente un 25% de la carga total del sistema.
Con estas maniobras, queda parcial o totalmente normalizado el suministro de energía en el sistema eléctrico de la ciudad de Porvenir.
Wilfredo Campos M César Barrientos
Jefe Operaciones Jefe Depto. Operaciones
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ANEXOS
1 OPERACIÓN RELÉS DE BAJA FRECUENCIA.
2 CORRIENTES MÁXIMAS POR ALIMENTADOR.
3 RECONECTADOR CONTROLADO POR EL SISTEMA SCADA.
4 DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PORVENIR.
5 PROTOCOLO DE OPERACIÓN DE ESTACIONES DE REGULACIÓN DE GAS NATURAL.
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ANEXO 1
OPERACIÓN RELÉS DE BAJA FRECUENCIA
ANEXO 2
CORRIENTES MÁXIMAS POR ALIMENTADOR
Alimentadores de Distribución
Mínimo Trip Corriente Fases y Residual
Alimentador Mínimo Trip Corriente (A)
N° Fases Residual
1 35 15
2 70 20
3 120 30
4 50 20
Apertura por Baja Frecuencia Alimentadores
Prioridad Secuencia Frecuencia Tiempo de apertura Operación
apertura Alimentadores (Hz.) (Seg.)
1a 3 48,5 2
2a 1 48,0 3
3a 4 47,5 5
4a 2 NO ESTA HABILITADO
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ANEXO 3
RECONECTADOR CONTROLADO POR EL SISTEMA SCADA
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ANEXO 4
DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PORVENIR
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ANEXO N°5
PROTOCOLO DE OPERACIÓN
ESTACIONES DE REGULACIÓN y MEDICION DE GAS NATURAL CENTRALES DE GENERACION
Primero El presente Protocolo es aplicable a las estaciones de regulación de presión y medición de gas natural de las siguientes Centrales Generadoras:
i. Central Porvenir CPO Segundo GASCO entrega en este acto los esquemas con la configuración actual de las estaciones de regulación y medición de gas natural de las Centrales Generadoras mencionadas en el punto primero, las que forman parte integrante del presente Protocolo de Operación. (Sub Anexo Nº1). Tercero Las modificaciones a este protocolo de Operación se efectuarán sólo de común acuerdo entre las partes. Cuarto EDELMAG no intervendrá ni manipulará las estaciones de medición y regulación de propiedad de GASCO, y autorizará a GASCO o a quien éste designe, para ingresar y transitar por el inmueble en que se encuentren dichas instalaciones para los efectos de llevar a cabo su colocación, puesta en marcha, operación y mantención. Antes de cualquier manipulación o ajuste en los equipos de regulación y medición ubicados en las instalaciones de EDELMAG, GASCO deberá comunicar el nombre de la persona que intervendrá los equipos y el programa de trabajos a realizar.
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Operación de la estación de regulación de Gas Natural bajo condiciones de emergencia
En el evento que se viere afectado el flujo de gas natural en las redes de distribución de GASCO, por cualquier causa que ello ocurra, disminuyendo la capacidad normal de suministro, EDELMAG restringirá su consumo dentro de un plazo máximo de dos horas contados desde el envío por fax o correo electrónico del aviso respectivo por parte de GASCO, y asignará un despacho de carga considerando las condiciones de operación en el suministro de gas natural informadas por GASCO. GASCO informará cada una hora al operador de turno de la central generadora, el momento en que según sus estimaciones se superará la condición de emergencia y se normalizará el flujo de gas natural a las instalaciones de EDELMAG. Por otra parte, en el evento que EDELMAG determine que se presenta una situación que reviste peligro inminente para las personas o las instalaciones, podrá realizar una primera intervención de control de emergencia, la que sólo podrá ser efectuada por el personal entrenado de EDELMAG, según lo indicado en la cláusula novena de este protocolo. La intervención del personal de EDELMAG, si existiere deberá limitarse a dejar fuera de servicio el ramal correspondiente, de acuerdo al esquema adjunto y a las instrucciones contenidas en el presente punto. Para efecto de toda comunicación operativa, EDELMAG señala desde ya que los números telefónicos y correos electrónicos a los que GASCO se deberá comunicar son los siguientes:
Central Nomenclatura Fono Correo
4 Porvenir CPO 2714240 [email protected]
Además de la comunicación a cada central generadora en particular, GASCO siempre comunicará al Supervisor de Turno de EDELMAG al fono 92893995. La operación y el mantenimiento integral de las estaciones de regulación definidas en el punto primero, serán responsabilidad de GASCO, no obstante ante situaciones de emergencia, personal de EDELMAG debidamente capacitado, podrá efectuar las maniobras indicadas a continuación:
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Maniobras en Central Porvenir:
Item Maniobra Acción Lámina
1 Corte total de suministro de gas natural a central Porvenir
Cerrar válvula V1 1/3 EDELMAG Porvenir
2
Corte de suministro de gas natural a Motor Waukesha 7042 Nº 4 (Caterpillar 3512 N° 5 y 3516 N° 9)
Cerrar válvula V18 y V19
2/3 EDELMAG Porvenir
3 Corte de suministro de gas natural a Motor Waukesha 9390 Nº 6
Cerrar válvula V25 y V26
2/3 EDELMAG Porvenir
4 Corte de suministro de gas natural a Motor Waukesha 9390 Nº 7
Cerrar válvula V32 y V33
3/3 EDELMAG Porvenir
5 Corte de suministro de gas natural a Motor Jenbacher Nº10
Cerrar válvula V39 y V40
3/3 EDELMAG Porvenir
Quinto En caso que la operación de las unidades generadoras se vea alterada por algún desperfecto o mal funcionamiento de los elementos de regulación de gas combustible, EDELMAG deberá dar aviso inmediato a GASCO de la situación de emergencia, quienes se harán presente en la central respectiva en un plazo máximo de 1 hora, para determinar las acciones a seguir. Sexto Todas las intervenciones derivadas del presente protocolo, efectuadas por personal de EDELMAG, deberán ser informadas a GASCO a través del teléfono de emergencia 2208020 en el más breve plazo y en todo caso a más tardar dentro de una hora de ocurrido el evento. EDELMAG deberá registrar lo ocurrido en el Libro de Novedades de Operación de Baterías de GAS NATURAL, independiente del registro en el Libro de Novedades del operador de EDELMAG, de acuerdo al formato de la planilla de control que se indica en el Sub Anexo N°3, el cual permanecerá a disposición de las partes en la Sala de Control de la Central Generadora correspondiente, entregando además un informe técnico en caso de intervenciones mayores o mantenciones anuales, las que se remitirán a un correo electrónico a definir por las partes. De la misma forma, toda intervención realizada por GASCO a las instalaciones será coordinada previamente, de común acuerdo entre las partes, y de ser
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requerido se emitirá un informe técnico en caso de intervenciones mayores con el resultado de éstas, el cual será entregado al encargado de cada central de generación. Cualquier nuevo requerimiento de trabajo de EDELMAG u operaciones conjuntas, deberán ser acordadas mediante una reunión entre los representantes o jefes de faena de ambas empresas y deberá dejarse constancia escrita de todos los acuerdos tomados. El teléfono de GASCO habilitado para las comunicaciones de emergencia establecidas en el presente protocolo, será el del Operador de Turno, fono 73981936. GASCO realizará la entrega de gas natural resguardando que se mantengan las condiciones operativas en su sistema, de tal forma que las presiones de entrega reguladas para cada unidad generadora no se vean alteradas de acuerdo a lo establecido en los esquemas de regulación de cada central. Dichos settings de presiones reguladas forman parte integrante del presente protocolo y se encuentran en el Sub Anexo Nº 1. Sin perjuicio de lo anterior, GASCO garantizará las condiciones mínimas de presión de suministro señaladas en el punto C del Anexo 2 sobre Condiciones de Presión de Suministro. GASCO informará con la mayor anticipación posible, si las condiciones de entrega de gas natural puedan verse afectadas por Emergencia en los sistemas de transporte o de distribución, mantenimiento o por restricciones en el suministro. Séptimo No están autorizadas para personal de EDELMAG las operaciones de las válvulas de By Pass, ni otras no indicadas en el presente Protocolo. Octavo A solicitud de EDELMAG permanecerán desactivados todos los mecanismos de corte por alta Presión (Slam Shut) existentes en las Centrales Generadoras de Tres Puentes y Puerto Natales. Noveno El personal de EDELMAG identificado en el listado adjunto (ver Sub Anexo N°2), participó en curso de capacitación dictado por GASCO sobre operación y funcionamiento de los sistemas descritos, por lo que en caso de emergencia a que se refiere la cláusula cuarta, es el único personal de EDELMAG autorizado a maniobrar las estaciones de regulación de gas combustible de acuerdo a las instrucciones definidas en este protocolo. La capacitación se realizará anualmente en el mes de Abril, después de lo cual y de ser requerido, se actualizará el listado de personal autorizado para intervenir en las instalaciones antes indicadas.
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Décimo Personal de GASCO identificado en el listado adjunto (ver Sub Anexo Nº2), cuenta con autorización para coordinar y ejecutar intervenciones en los sistemas de medición y regulación de gas combustible de las centrales de EDELMAG, conforme a lo descrito en el punto sexto del presente protocolo. Décimo primero Comunicaciones de Emergencia Ante la necesidad de realizar comunicaciones de emergencia entre las partes, se establecen los siguientes medios: GASCO: Teléfono de Emergencia: 2208020 Operador de Turno: 73981936 Oficina de Operaciones: 2208029 Teléfono Porvenir: 2580061 Encargado Oficina Porvenir: 65879971 Encargado de Operaciones: 73994037 Jefe Unidad de Integridad de Redes: 65879970 Jefe Unidad de Mantenimiento y Redes: 79961354 Gerente de Operaciones: 93193962 EDELMAG: Teléfono Central Porvenir: 2714240 - 2581867 Supervisor de Turno: 92893995
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SUB ANEXO Nº 1
ESQUEMAS CON LA CONFIGURACIÓN DE LAS ESTACIONES DE REGULACIÓN Y MEDICIÓN DE GAS NATURAL DE LAS CENTRALES GENERADORAS y SETTINGS DE PRESION DE LOS SISTEMAS DE
REGULACION
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SUB ANEXO Nº2 1.- Personal EDELMAG S.A. a.- Porvenir
Nombre Rut Cargo
Jorge García H. 10.445.462-3 Jefe Técnico
Luis Coñue C. 7.904.473-K Operador de Planta
César Haro N. 12.312.021-3 Operador de Planta
Belarmino Montenegro S. 7.168.530-6 Operador de Planta
Héctor España V. 6.526.578-8 Operador de Planta
José González M. 13.409.382-K Operador de Planta
d.- Todas las Centrales
Nombre Rut Cargo
Juan Carlos Würth O. 8.572.046-5 Jefe Depto. Mantención
César Barrientos B. 9.143.486-5 Jefe Dpto. Planificación
Alejandro Ulloa A. 10.227.629-9 Supervisor
José Barreiro L. 7.664.206-0 Supervisor
Ricardo Oyarzún M. 10.642.689-9 Supervisor
Héctor Soto M. 8.011.226-2 Supervisor
Aldo Ghisoni H. 6.909.166-0 Supervisor
César Chávez A. 10.996.806-4 Supervisor
2.- Personal GASCO S.A. a.- Porvenir
Nombre Rut Cargo
Oyarzún Agüero, Raúl
11.911.348-2 Jefe Oficina Porvenir
Ruiz Trujillo, Ricardo 16.636.572-4 Asistente Oficina Porvenir
d.- Todas las Centrales
Nombre Rut Cargo
Durán Zamorano, Eduardo 8.920.619-7 Jefe Unidad de Integridad de Redes
Carrasco S., Juan Pablo 11.748.807-1 Jefe Unidad de Operaciones, Mantenimiento, Redes y
Emergencias
Huepe Ortega, Sergio 8.854.360-2 Gerente de Operaciones
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SUB ANEXO Nº3
PLANILLA DE CONTROL (LIBRO DE NOVEDADES DE OPERACIÓN)
NOMBRE CENTRAL EDELMAG
HORA LLEGADA
GASCO
HORA SALIDA GASCO
DESCRIPCIÓN ACTIVIDAD REALIZADA
NOMBRE PERSONAL
GASCO
NOMBRE PERSONAL EDELMAG
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INDICE
PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA PUERTO WILLIAMS
N° CONTENIDO PÁGINA
1 PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO. 2
DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO 2 ANEXOS 5
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PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N°1
CENTRAL PUERTO WILLIAMS
“ PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO “ DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS DIESEL
EN SERVICIO
“El parque generador de Puerto Williams está compuesto solo de unidades generadoras con combustible diesel, debido a que no existe red de gas natural”.
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INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN N°1
MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUERTO WILLIAMS
VIGENCIA: ABRIL DE 2015 SITUACIÓN: PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO.
DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS DIESEL EN SERVICIO.
DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRAL PUERTO WILLIAMS 1. Introducción. La situación más severa que enfrenta el Sistema Eléctrico es la pérdida total del suministro de energía eléctrica a la ciudad; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares: a) Operador comunica a Supervisor del Turno de Permanencia, quién coordina
las comunicaciones con la autoridad respecto del restablecimiento del servicio.
b) Determinar si el origen de la falla proviene de la Generación o de la Distribución.
c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores. f) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. g) La prioridad de cierre de Alimentadores es la siguiente: Nos 3 – 2 - 1. h) La comunicación entre maniobras que se ejecuten en diferentes puntos del
sistema eléctrico se realiza a través de la frecuencia exclusiva de radio canal N°2.
3. Procedimiento de Emergencia N°1 Central Puerto Williams: 3.1 Detención de una o más Unidades en servicio. 3.2 Operador determina falla en Unidad Generadora con apertura del
Interruptor de poder 52 G respectivo. 3.3 Verificar protecciones operadas en control local unidad. 3.4 Dar orden manual de apertura a Interruptores de poder 52: C1, C2, C3.
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3.7 Resetear alarmas operadas en Control Form de cada uno de los interruptores de poder de los alimentadores.
3.8 Señal de partida y sincronización a Unidad/es diesel disponible/s. 3.10 Cerrar Interruptor 52 C3. 3.11 Cerrar Interruptor 52 C2. 3.12 Cerrar Interruptor 52 C1. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro de energía en el sistema eléctrico de la ciudad de Puerto Williams.
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Wilfredo Campos M César Barrientos Jefe Operaciones Jefe Depto. Operaciones
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ANEXOS
1 CORRIENTES MÁXIMAS POR ALIMENTADOR.
2 DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO WILLIAMS.
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ANEXO 1
CORRIENTES MÁXIMAS POR ALIMENTADOR
Alimentadores de Distribución
Mínimo Trip Corriente Fases y Residual
Alimentador Mínimo Trip Corriente (A)
N° Fases Residual
1 20 10
2 20 10
3 20 10
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ANEXO 2
DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO WILLIAMS