situaciones de emergencia · cada prs. exponer una metodología interactiva, a través de...

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

Fono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl

Estudios de Norma Técnica para Sistemas

Medianos de Magallanes

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

mailto:[email protected]

http://www.systep.cl/





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







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



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







5 Enero 2016

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




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







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.







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







8 Enero 2016

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







9 Enero 2016

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



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







10 Enero 2016

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




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]












11 Enero 2016


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]





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.







12 Enero 2016

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







13 Enero 2016

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.”







14 Enero 2016

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.







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


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


diesel


Energización de línea de 66

kV

Dar aviso a CTP para realizar

maniobras de esta etapa







16 Enero 2016

Figura 3-3: Plan N°1: Recuperación del servicio del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color


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


52CT3

52CT1

52CS5







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


52CT3

52CT1

52CS5







18 Enero 2016

3.1.4.3 Puesta en marcha unidades diésel CTP y CPA, y conexión línea 66 kV desde CPA


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


52CT3

52CT1

52CS5







19 Enero 2016

3.1.4.4 Puesta en marcha y sincronización unidades CTP


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


52CT3

52CT1

52CS5







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


52CT3

52CT1

52CS5







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.






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.




1. Aislar barras generación fallada, y restaurar relés de baja frecuencia del sistema.


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.












color naranja CPA)

Aislar Generación Fallada

Coordinación entre despachos y

verificación de protecciones operadas

Resetear relés de baja frecuencia




Verificar protecciones operadas en línea 66

kV







22 Enero 2016


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)






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.



de prioridad, y coordinadamente entre CTP y CPA.




3.2.4.1 Aislamiento central fallada, y puesta en marcha unidades diésel en CTP y CPA



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



por prioridad


por prioridad







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


52CT3

52CT1

52CS5







24 Enero 2016



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


52CT3

52CT1

52CS5







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.





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.




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.









color naranja CPA)

Coordinación entre despachos y verificación de protecciones operadas

Coordinación entre despachos

Abrir interruptores línea 66 kV


Conexión línea 23 kV







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.



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.




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


diesel

Reponer suministro

Alimentador N°3

Partida y sincronización de unidades

diesel restantes

Reponer suministro a los alimentadores

restantes







27 Enero 2016




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


52CT3

52CT1

52CS5







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


52CT3

52CT1

52CS5







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


52CT3

52CT1

52CS5







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.









A continuación se resume el plan de recuperación de servicio listando las principales


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.


4. Coordinando entre CTP y CPA, recuperar el servicio gradualmente en los














color naranja CPA)









kV







31 Enero 2016




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)





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.



de prioridad y la coordinación entre los centros de control CTP y CPA.




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





por prioridad


por prioridad







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


52CT3

52CT1

52CS5







33 Enero 2016




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.


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


52CT3

52CT1

52CS5







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.





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.




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.


alimentadores de CTP.








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



color naranja CPA)


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


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







35 Enero 2016



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




Figura 3-26: Plan N°5: Recuperación del servicio en CTP




Dar partida a unidades diesel N°2 y N°5

Sincronización de unidades diesel N°2 y N°5



por prioridad







36 Enero 2016




3.5.4.1 Aislamiento transformador fallado, y conexión de línea 23 kV desde CPA


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


52CT3

52CT1

52CS5







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


52CT3

52CT1

52CS5







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


52CT3

52CT1

52CS5







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.






generadoras disponibles. Finalmente, es necesario tener en cuenta la prioridad de

reposición del servicio de los alimentadores.




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.


alimentadores.

















40 Enero 2016


color naranja CPA)


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




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



de prioridad y la coordinación entre CTP y CPA.

Coordinación entre


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)


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



por prioridad







41 Enero 2016




3.6.4.1 Aislamiento transformador fallado, y conexión línea 23 kV desde CPA


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


52CT3

52CT1

52CS5







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


52CT3

52CT1

52CS5







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


52CT3

52CT1

52CS5







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.






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





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.


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.

















45 Enero 2016


color naranja CPA)


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


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.




Aislar Generación

Fallada

Coordinación entre

despachos y verificación

de protecciones

operadas

Apertura línea 66 kV

Apertura de alimentadores y aislar barra

11,5 kV


frecuencia

Coordinación entre


operadas

Aislar CPA de CTP (apertura

lineas interconexión)



frecuencia


diesel

Conexión de línea de 66 kV

Conexión barras de 11,5

y 13,2 kV, y partida

unidades a gas


diesel


diesel


Energización de línea de 66

kV

Dar aviso a CTP para realizar

maniobras de esta etapa







46 Enero 2016

Figura 3-38: Plan N°7: Recuperación de servicio del Sistema Mediano de Punta Arenas (en color




de prioridad, y coordinadamente entre CTP y CPA para no provocar rechazos de carga.




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



por prioridad


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


52CT3

52CT1

52CS5







47 Enero 2016

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


52CT3

52CT1

52CS5







48 Enero 2016

3.7.4.3 Puesta en marcha unidades diésel CTP y CPA, y conexión línea 66 kV desde CPA


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


52CT3

52CT1

52CS5







49 Enero 2016

3.7.4.4 Puesta en marcha y sincronización unidades CTP


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


52CT3

52CT1

52CS5







50 Enero 2016



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



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


52CT3

52CT1

52CS5







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.











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.
















color naranja CPA)









kV







52 Enero 2016




Figura 3-45: Plan N°8: Preparación de generación 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.





Dar partida a unidades diesel Sincronización de unidades



por prioridad


por prioridad







53 Enero 2016




3.8.4.1 Aislamiento central fallada, y puesta en marcha unidades diésel CTP y CPA



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


52CT3

52CT1

52CS5







54 Enero 2016




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



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


52CT3

52CT1

52CS5







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.






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.




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.


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.


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


unidades diesel

Aplicar Plan de Restricción de

Suministro acorde a la demanda

Coordinación general

despacho de carga de

emergencia desde la CPA







56 Enero 2016




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


52CT3

52CT1

52CS5







57 Enero 2016


Natales


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.



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





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.


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







58 Enero 2016




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.


13,2 kV

≤ 6 kV

U. 12 U. 9U. 10

52G952G1052G12


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


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







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.





partida autónoma. También, es necesario tener en cuenta la prioridad de reposición del





1. Estabilizar frecuencia y tensión del sistema.

2. Verificación de protecciones operadas en alimentadores, y reinicio de relés de

baja frecuencia.







Estabilizar frecuencia y tensión del sistema

Verificar protecciones

operadas



unidades diesel disponibles


disponibles

Reposición servicio por alimentador,

parcial o totalmente, conservando orden

de prioridad







60 Enero 2016




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


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







61 Enero 2016




servicio.







Para este plan es importante indicar que las unidades N°4 y N°5 pueden operar tanto con

diésel así como con gas.





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.





natural



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)







62 Enero 2016




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


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







63 Enero 2016

5 Planes de recuperación de Servicio del Sistema Mediano de

Porvenir


Mediano de Porvenir.













1. Aislar unidades falladas.







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





disponibles



de prioridad







64 Enero 2016




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


marcadas y disponibles (gas), y en morado el cierre de los interruptores marcados,

recuperando el servicio de forma parcial o total según corresponda.


13,8 kV

≤ 6 kV

U. 9 U. 5U. 8

52G552G852G9


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


Alim. 1

52C1

U. 10 U. 6U. 7

52G652G752G10

U. 4

52G4 Alim. 3

52C252C3

Alim. 2

Alim. 4

52C4







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.










1. Estabilizar frecuencia y tensión del sistema.

2. Verificación de protecciones operadas en alimentadores, y reinicio de relés de

baja frecuencia.






Figura 5-4: Plan N°2: Etapas de recuperación del Sistema Mediano de Porvenir

Estabilizar frecuencia y tensión del sistema

Verificar protecciones

operadas





disponibles



de prioridad







66 Enero 2016




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


Alim. 1

52C1

U. 10 U. 6U. 7

52G652G752G10

U. 4

52G4 Alim. 3

52C252C3

Alim. 2

Alim. 4

52C4







67 Enero 2016




servicio.







Para este plan es importante indicar que las unidades N°4 y N°5 pueden operar tanto con

diésel así como con gas.





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.



Figura 5-6: Plan N°3: Etapas de recuperación del servicio del Sistema Mediano de Porvenir


natural



Verificar frecuencia y demada del

sistema

Retiro unidades a gasFuncionamiento unidades de

respaldo (N°1, 2 y 3) en caso de ser requerido







68 Enero 2016




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







69 Enero 2016


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.













1. Aislar unidad/es falladas.






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


unidades diesel

disponibles

Reposición servicio por

alimentador, conservando

orden de prioridad







70 Enero 2016




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


marcadas y disponibles, y en morado el cierre de los interruptores marcados.


13,2 kV

≤ 6 kV

U. 1 U. 3U. 2

52G352G252G1


Alim. 3

52C3

U. 6

52G6 Alim. 2

52C152C2

Alim. 1

13,2 kV

≤ 6 kV

U. 1 U. 3U. 2

52G352G252G1


Alim. 3

52C3

U. 6

52G6 Alim. 2

52C152C2

Alim. 1







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.







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



PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N°1

CTP - CPA

“ PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO “

DETENCIÓN DE LA UNIDAD N°1 HITACHI



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.



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.



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




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





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.



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.



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.






CTP - CPA

“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52BT1 Ó 52BT2,

POR FALLA LÍNEA DE 66 kV.”





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.



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.



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.






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”.





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.



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.



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.



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



INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N° 5


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.



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



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.



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



INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N° 5.1


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.



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


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.



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”.



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.




CTP - CPA

“PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DE

DOS O MÁS TURBOGENERADORES EN SERVICIO

EN LA CTP”.




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


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.



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.



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.




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





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


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.



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


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.



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.



4.15 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.






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”





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.



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.



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


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


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.



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.





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.



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



ANEXO 2

CORRIENTES MÁXIMAS POR ALIMENTADOR



ANEXO 3

RECONECTADORES CONTROLADOS POR EL SISTEMA SCADA



ANEXO 4:

DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO P.A.



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.



ANEXO 6


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.



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:



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:


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.



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.



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



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



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



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


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


Documento de Circulación Restringida Actualizado Abril 2015 1

INDICE

PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA PUERTO NATALES



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




CENTRAL PUERTO NATALES


DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO



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.


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.



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





“ PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO “ DETENCIÓN DE UNA O MAS UNIDADES GENERADORAS

EN SERVICIO




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


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”.



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.

.








NATURAL A LAS INSTALACIONES DE EDELMAG S.A. ”



INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN N° 3


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.



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.



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



ANEXOS



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.



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


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



ANEXO 3

RECONECTADORES CONTROLADOS POR EL SISTEMA SCADA



ANEXO 4

DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO NATALES



ANEXO N°5




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.




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:


3 Puerto Natales CPN 2714230 [email protected]




Maniobras en Central Puerto Natales:


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



5 Corte de suministro de gas natural a Turbina Solar Saturno Nº 4



6 Corte de suministro de gas natural a Turbina Solar Saturno Nº 5






8 Corte de suministro de gas natural a Motor Jenbacher Nº9






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 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. 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



SUB ANEXO Nº 1


REGULACION



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






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




SUB ANEXO Nº3 PLANILLA DE CONTROL (LIBRO DE NOVEDADES DE OPERACIÓN)


HORA LLEGADA GASCO

HORA SALIDA GASCO


NOMBRE PERSONAL GASCO




INDICE

PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA PORVENIR



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




CENTRAL PORVENIR






MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PORVENIR



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


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:



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




CENTRAL PORVENIR

“ PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO “

DETENCIÓN PARCIAL DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO





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.



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.



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.

.





CENTRAL PORVENIR



NATURAL A LAS INSTALACIONES DE EDELMAG S.A. ”



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.



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.



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



ANEXOS



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.



ANEXO 1

OPERACIÓN RELÉS DE BAJA FRECUENCIA

ANEXO 2




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



ANEXO 3

RECONECTADOR CONTROLADO POR EL SISTEMA SCADA



ANEXO 4

DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PORVENIR



ANEXO N°5




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.




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:


4 Porvenir CPO 2714240 [email protected]




Maniobras en Central Porvenir:


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)


2/3 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



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.



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



SUB ANEXO Nº 1


REGULACION



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


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






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


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




SUB ANEXO Nº3

PLANILLA DE CONTROL (LIBRO DE NOVEDADES DE OPERACIÓN)


HORA LLEGADA

GASCO

HORA SALIDA GASCO


NOMBRE PERSONAL

GASCO




INDICE

PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA PUERTO WILLIAMS



DETENCIÓN DE LAS UNIDADES GENERADORAS EN SERVICIO 2 ANEXOS 5




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”.




MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUERTO WILLIAMS


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


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.



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.

.




ANEXOS


2 DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO WILLIAMS.



ANEXO 1




Alimentador Mínimo Trip Corriente (A)

N° Fases Residual

1 20 10

2 20 10

3 20 10



ANEXO 2

DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO SISTEMA ELÉCTRICO PUERTO WILLIAMS

situaciones de emergencia · cada prs. exponer una metodología interactiva, a través de...

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