Estudio PRS

7/25/2019 Estudio PRS

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I n f o r m e T é c n i c o N o v i e m b r e 2 0 1 1

ESTUDIO DE RECUPERACIÓN DESERVICIO ELÉCTRICO PARA LOSSISTEMAS DE PUNTA ARENAS,

PUERTO NATALES, PORVENIR YPUERTO WILLIAMS

Preparado Para :



Informe Técnico Página 2

Servicios Especializados deIngeniería DIgSILENT Limitada

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Rev 0

CHI-DT-NT-15-2011



4 Comentarios Finales


1. INTRODUCCIÓNLa Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos[1],dictada por la Autoridad en el mes de febrero del año 2006, en adelante, NT deSyCS SM, establece a la empresas propietarias/Operadoras de SistemasMedianos, la ejecución de Estudios para realizar la programación del Control deTensión, el Control de Frecuencia y el PRS, para el conjunto de instalaciones de

los Sistemas Medianos, los cuales deberán estar a disposición de la ComisiónNacional de Energía y la Superintendencia.

Se entiende por Sistemas Medianos, en adelante SM, a los sistemas eléctricoscuya capacidad instalada de generación es menor de 200 MW y mayor a 1,5 MW.Con esta parcialización de los sistemas, los estudios se efectuarán para losSistemas Eléctricos de propiedad de Edelmag para los siguientes SM: PuntaArenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams.

En términos específicos las exigencias de la NT de SyCS SM establece laejecución de los siguientes estudios:

Figura 1. Estudios exigidos por la NTSyCS de SM

Para cada estudio se solicita en concreto lo siguiente:

o EDAC: Deberá determinar el nivel óptimo y localización de desconexión decarga. El objetivo es evitar colapso por frecuencia y tensión con laactivación de esquemas de desconexión para estados de operación distintodel Estado Normal.

o Control de Frecuencia y Determinación de Reservas: Tiene por objetoefectuar una verificación del cumplimiento de los estándares SyCSestablecidos en el Capítulo Nº 5. En particular debe determinarse unporcentaje de reserva óptimo que se utilizará para efectuar la asignación dela reserva entre las unidades generadoras participantes del CPF y del CSF.





o Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva: Tiene porobjeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares deSyCS establecidos en el Capítulo Nº 5, además de determinar el perfilóptimo de tensiones y los requerimientos de potencia reactiva para lasInstalaciones Transmisión, con resolución semestral para un horizonte deoperación de 48 meses.

o Restricciones en Instalaciones de Transmisión: Se debe identificar laspotencias máximas que se pueden transmitir por las líneas de transmisiónque la Empresa identifique como críticas para garantizar frente a laocurrencia de las contingencias indicadas que se establecen en el Artículo5-36 de la presente NT.

o Estudio de PRS: El objetivo del PRS es que con posterioridad a un ApagónTotal o Apagón Parcial, sea posible establecer los mecanismos quepermitan de una manera segura y organizada, restablecer el suministroeléctrico en todas las Islas Eléctricas afectadas en el menor tiempo posible,considerando las Cargas Críticas. Los Estudios se realizarán con unaperiodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempopara su actualización parcial o completa.

o Estudio de Continuidad: Determinar los índices de continuidad FMIK yTTIK del SM, para un horizonte de operación de 12 meses.

o Verificación de Coordinación de Protecciones: Tiene por objetoconfirmar que el desempeño de los relés de protección de las líneas detransmisión, transformadores de potencia y unidades generadoras cumplecon las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT.

Estos estudios se deben realizar con una periodicidad de cada cuatro años, salvoque se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. De

acuerdo con esta exigencia los estudios consideran un horizonte de análisistambién de cuatro años, años 2011-2014, para así ser consistente con la exigencianormativa. Cabe mencionar que desde la vigencia de la NT de SyCS de losSSMM, esta es la segunda oportunidad en que se llevan a cabo los análisis,correspondiendo en esta oportunidad una revisión de los estudios que yarealizaron las empresas propietarias de Sistemas Medianos en el año 2007.

Algunos de estos estudios están directamente relacionados entre sí, así comootros resultan complementa independientes. Respecto del primer grupo deestudios, se debe definir un estudio que inicie los análisis cuyos resultados sean laentrada para los otros. En este sentido existe una directa relación entre losestudios de EDAC (por subfrecuencia y subtensión) con los estudios de Control

de Frecuencia, Control de Tensión y de Restricciones en el Sistema deTransmisión. En cambio los estudios de Continuidad, PRS y de Protecciones se pueden abordar en forma completamente independiente, por cuanto resultan dedistinta naturaleza técnica que los anteriores.

El estudio que se aborda en este informe corresponde al Estudio de Plan deRecuperación de Servicio o PRS.





2. ANTECEDENTES NORMATIVOS

El presente Informe Técnico describe la metodología de desarrollo y los resultadosdel Estudio de Recuperación de Servicio encomendado en el Título 6-2 de laNorma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT de SyCS) de los SistemasMedianos. Para tal efecto y como antecedentes fundamentales, dicha normativa

promulgada Febrero 2006, establece inicialmente que:Artículo 1-4

Para la aplicación de la presente NT, las siguientes definiciones tendrán elsignificado que a continuación se indica:

……9) PRS : Plan de Recuperación de Servicio.……29) Estudios: Estudios en los cuales se analizarán condiciones de aplicaciónespecíficas para dar cumplimiento a las exigencias establecidas en la presente NT,los cuales deberán ser desarrollados por la Empresa y deberán estar disponiblespara la Comisión y la Superintendencia.

…..40) PRS: Conjunto de acciones coordinadas por el personal a cargo de lasInstalaciones de Generación, Transmisión y Clientes, definidas por la Empresa,para que de manera segura, confiable y organizada, sea posible restablecer elsuministro eléctrico en las zonas afectadas por un Apagón Total o Apagón Parcial,en el menor tiempo posible.

…..

Seguidamente, en la misma NT de SyCS, en el Título 5-4 se establecen losprincipales aspectos a considerar dentro de un PRS, destacándose las siguientesexigencias:

Artículo 5-18Las bases sobre las que se sustenta el PRS están constituidas por la experienciaoperativa acumulada por la Empresa, como así también, por los resultados de losEstudios establecidos en el Título 6-2 de la presente NT, los cuales en conjuntoestablecerán los principios generales y las prioridades para definir la estrategia derecuperación 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 deSyCS de la presente NT.

Artículo 5-19El personal a cargo de las instalaciones deberá confirmar la existencia de unApagón Total o Apagón Parcial, a partir de la información del estado operativo de

las instalaciones del SM que esté disponible en el SIOC y deberá instruir alpersonal que opera las instalaciones que estén dentro de las zonas afectadas,abrir sus conexiones con las Instalaciones Transmisión, e iniciar de inmediato larecuperación de las Islas Eléctricas, en base a las unidades generadoras quedispongan de Partida Autónoma.

Artículo 5-20Será responsabilidad del personal a cargo de las instalaciones dar aviso inmediatocomunicarse entre sí sobre cualquier inconveniente o dificultad que apareciera





durante el desarrollo del PRS, a fin de que éste pueda evaluar y ordenar otraalternativa de recuperación. Asimismo, será de su responsabilidad comunicar todocambio que decidieran introducir en sus estrategias de recuperación cuando elcambio estuviera debidamente justificado.

Artículo 5-21

La Empresa deberá informar a la Superintendencia sobre el apagón, informandosu extensión, el estado en que quedaron las instalaciones del SM, los recursosdisponibles para la recuperación del SM y el tiempo estimado que demandará esteproceso, proveyendo, además, de toda la información detallada que éstas solicitensobre el incidente.

Artículo 5-22Antes de iniciar las maniobras de recuperación, el personal a cargo de lasinstalaciones de generación afectadas por el apagón deberá dar aviso inmediatode las novedades ocurridas y realizar la verificación de daños y averías deunidades generadoras y de instalaciones principales y/o equipamiento de serviciosauxiliares, con el fin de confirmar la disponibilidad de generación para superar laemergencia.

Finalmente y basándose en estas definiciones, la NT de SyCS establece en elTítulo 6-2 la exigencia de realizar ciertos Estudios eléctricos del Sistema, enconcreto se establece que:

Artículo 6-3

Con el fin de analizar las condiciones de aplicación específicas las exigencias de lapresente NT, la Empresa deberá realizar los siguientes Estudios:

…..g) Estudio de PRS: El objetivo del PRS es que con posterioridad a un ApagónTotal o Apagón Parcial, sea posible establecer los mecanismos que permitan de

una manera segura y organizada, restablecer el suministro eléctrico en todas lasIslas Eléctricas afectadas en el menor tiempo posible, considerando las CargasCríticas.

Los Estudios se realizarán con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que seestime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa.

Artículo 6-5

Para los Estudios señalados en el presente título, la Empresa deberá elaborar el olos informes técnicos correspondientes, con el fin de documentar los resultados yconclusiones obtenidas. Dichos informes deberán estar disponibles para laComisión y la Superintendencia.

Por la definición de un PRS y los artículos señalados en el Título 5-4, queda demanifiesto que un estudio de recuperación de servicio eléctrico se refiere aldesarrollo de un protocolo de restauración del suministro eléctrico, comoconsecuencia de la ocurrencia de una contingencia (simple o severa) que haprovocado un apagón parcial o total de la demanda. El protocolo en sí correspondea una serie de maniobras sobre las instalaciones de generación, transmisión y/o declientes, que coordina el operador del sistema, a objeto de recuperar lo antesposible el abastecimiento eléctrico. Ciertamente, dicho proceso es altamente





dependiente de la condición de operación previa al apagón, de la contingenciaocurrida y de las alternativas de maniobra y control con las que cuente el sistema.De esta forma, el PRS debe ser elaborado empleando tanto la experiencia deloperador (conocedor de las instalaciones y su desempeño) pero además, haceruso de los resultados que se obtengan de otros estudios eléctricos, por ejemplocontrol de tensión y frecuencia.

Se puede concluir entonces que la realización del estudio de recuperación deservicio es una tarea de permanente actualización y revisión, que además debeincluir diversas estrategias de recuperación según sea la contingencia que afecteal sistema. En la practica, la especificación o caracterización de estos aspectosresulta fundamental, sobretodo al considerar la realidad de cada uno de lossistemas eléctricos de Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir.

3. METODOLOGÍA PROPUESTA

Habida consideración de las exigencias normativas presentadas, se considera quelos actuales protocolos o Planes de Recuperación de Servicio de Punta Arenas,Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, responden adecuadamente a lasexigencias pertinentes establecidas en la NT de SyCS. En efecto, tal como loseñala el artículo 6-3 para el estudio de PRS, se requiere desarrollar un manualque “…con posterioridad a un Apagón Total o Apagón Parcial, sea posibleestablecer los mecanismos que permitan de una manera segura y organizada,restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas Eléctricas afectadas en elmenor tiempo posible, considerando las Cargas Críticas. “. Esto se cumpleplenamente en los planes indicados, que además son revisados periódicamente.Son por tanto estos PRS los resultados del estudio solicitado.

En efecto, para los sistemas de Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, dadasu capacidad de generación instalada inferior a 10 MW, la NT de SyCS permite

adoptar simplificaciones cuestión que además se ve acentuada por sucaracterística de sistema uninodal. En dichos sistemas, técnicamente hablando,para efectos del PRS la variable de relevancia es la pérdida de generación al noexistir sistema de transmisión. Resulta entonces que, todo plan de recuperación sedebe centrar solamente en la salida abrupta de uno o más generadoras, y la formade coordinarse con el segmento de distribución a fin de realizar las maniobraspertinentes en el menor tiempo posible. Por su parte el sistema eléctrico de PuntaArenas, tampoco muestra mucho más alternativas de recuperación del servicio desuministro eléctrico. Si bien este sistema presenta un circuito de 66 kV que une lasúnicas dos subestaciones de generación, lo cierto es que no existen otrasalternativas de recuperación (rutas de suministro) que no pasen por estasinstalaciones. Más aún, la recuperación de este sistema, se concentra en analizar

la pérdida de generación que normalmente se haya en la S/E Tres Puentes (laprincipal) o bien la pérdida del circuito en 66 kV. No hay más alternativas deabastecimiento para dicho sistema.

En resumen, para todos los sistemas de Edelmag, al no existir rutas de transmisiónpara lograr el suministro de los respectivos sistemas, todo plan de recuperación hade concentrarse en la pérdida de generación y otros elementos asociados,cuestión que los actuales planes efectivamente realizan según el análisis que esteconsultor ha podido visualizar. En concreto, los sistemas eléctricos aludidos, han





de basar su recuperación de servicio en evaluar contingencias sobre los siguienteselementos o instalaciones:

o Unidades generadoras (una de ellas o bien una combinación de ellas)o Combustible de las unidadeso Interruptores de media tensión de los sistemas de generacióno

Circuito de 66 kV en el caso de Punta ArenasDe acuerdo al estudio que este consultor ha realizado de los actuales planes derestauración, estos elementos son efectivamente considerados en lasevaluaciones pertinentes tendientes a recuperar el servicio eléctrico. Además,estos planes son periódicamente revisados y actualizados por personalespecializado de la empresa, ello para incluir mejoras: por ejemplo debido a nuevageneración, o bien una refinación a planes previos.

Habida consideración de ello, en los Anexos A, B, C y D se presentan los Planesde Recuperación de Servicio para los sistemas eléctricos de Punta Arenas, PuertoNatales, Porvenir y Puerto Williams respectivamente, todos actualizados al año2011.





ANEXO A

PLAN DE RECUPERACIÓN DE SERVICIOELÉCTRICO

DE PUNTA ARENAS

VERSIÓN MAYO 2011





NDICE

PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA CPA - CTP

N° CONTENIDO PÁGINA

1 PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO. 2DETENCIÓN DE LA UNIDAD N°1 HITACHI.

2 DESCONEXIÓN DEL INTERRUPTOR DE PODER 52 G1 HITACHI, 6EN PARALELO CON LA UNIDAD SOLAR MARS 100 O LA UNIDAD

GENERAL ELECTRIC GE10 O TITÁN 13.5 MW O TITÁN 15.0 MW.3 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 BT-1, POR FALLA 10 LÍNEA DE 66 kV.

4 DETENCIÓN DE TG N° 4 MARS 100, O TG Nº 8 GENERAL ELECTRIC 14GE-10, O TG Nº 7 TITÁN 130 O TG Nº 9 TITÁN 130, EN PARALELO CONLA UNIDAD N°1 HITACHI.

5 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2 POR FALLA; 18 PATIO 13,2 kV. FUERA DE SERVICIO. “HORARIO DE BAJA CARGA”.

5.1 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2 POR FALLA; 22

PATIO 13,2 kV. FUERA DE SERVICIO. “HORARIO DE ALTA DEMANDA”.

6 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2 POR FALLA DEL 27TRANSFORMADOR 20 MVA O AUTRANSFORMADOR DE 14 MVA;PATIO 13,2 kV. FUERA DE SERVICIO.

7 PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DE DOS O MÁS 30TURBOGENERADORES EN SERVICIO EN LA CTP.

8 PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DE T.G. Nº 4 34SOLAR MARS 100 O N°8 GE-10 Y N°7 SOLAR TITÁN 130.

9 PÉRDIDA TOTAL O PARCIAL DEL SERVICIO ELÉCTRICO POR FALLA 38

EN EL SUMINISTRO DE GAS NATURAL A LAS INSTALACIONES DEEDELMAG S.A.





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 EMERGENCIASISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS

VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011SITUACIÓN: 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 pérdidatotal del suministro de energía eléctrica a la ciudad; ante esta emergencia, elpersonal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del

servicio:

2. Consideraciones preliminares:

a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CentralPunta Arenas.

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 Punta Arenas, permite elcierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horarioen 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 - 6 - 11 - 10 – 8 - E1.g) Operador CPA realiza comunicación a Supervisores a través de “discado

automático”.h) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio.

3. Procedimiento de Emergencia N°1Central Tres Puentes:Maniobras a realizar en Central Tres Puentes.

3.1 Detención de la Unidad N°1 Hitachi:3.2 Operador detecta falla en TG N°1 Hitachi y apert. del Int. de poder 52 G1.

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 52 BT-1.





3.7 Dar orden manual de apertura a interruptores de poder 52 C4, 52 C5, 52C6, 52 C7, 52 C11, 52 E1.

3.8 Desde el computador del Sistema Scada de Generación CTP, dar señalde apertura a Interruptores de Poder 52 DT-1, 52 DT-2.

3.9 Verificar Interruptores 52 C 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 losrelés de alarma y enclavamiento respectivamente).3.11 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de cada uno de los

Interruptores de Poder.3.12 Señal de partida a Unidades CAT. Nos 2, 3.3.13 Esperar Instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.10).3.14 Cerrar Interruptor 52 BT-1 y desde Sistema Scada de Generación CTP,

cerrar Int. de poder 52 DT-2 y 52 DT-1.3.15 Señal de partida a Unidades Nos 4, 5, 7, 8 y 9 (Mars 100, Gas Cat , Titán

130 N°7, Titán 130 N°9 y G.E.10).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 losalimentadores.

3.19 Cerrar Interruptor 52 C5.3.20 Cerrar Interruptor 52 C4.3.21 Cerrar Interruptor 52 C6.3.22 Cerrar Interruptor 52 C11.3.23 Cerrar Interruptor 52 C7.3.24 Cerrar Interruptor 52 E1.

Con estas maniobras, queda normalizado el suministro desde la Central TresPuentes.(*) La normalización de los alimentadores dependerá del estado operativo delas Unidades Generadoras de CTP.

4. Procedimiento de Emergencia N°1Central 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 Presionar botón “discado automático” para comunicación a

Supervisores.4.4 Dar orden manual de apertura a Int. de poder: 52 C1, 52 C2, 52 CT-7 y

52 BT-2.4.5 Abrir con botoneras de desenganche Int. de Poder: 52 C3, 52 C8, 52 C9,52 C10.

4.6 Retirar relé 59 N en celda de protecciones línea 66 kV.4.7 Verificar y anotar protecciones operadas en línea 66 kV.4.8 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3.4.9 Sincronización Unidades Diesel Nos 1 y 2.4.10 (*) Señal de partida a Unidades General Electric Nos 4 y 5.





4.11 Previa comunicación con CTP, se cierra Int. 52 CT-7 y 52 BT-2energizando línea de 66 kV.

4.12 Sincronización de Unidad Diesel Sulzer N°3.4.13 Cerrar Interruptor 52 C1.4.14 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C3.4.15 Cerrar Interruptor 52 C2.

4.16 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C10.4.17 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C9.4.18 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C8.4.19 Normalizar relé 59 N.

Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde laCentral Punta Arenas.

Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación

Nazarino Peña F.Jefe Depto. Técnico

Mario Sillard A.Subgerente Pta. Arenas






CTP - CPA

DESCONEXIÓN DE INTERRUPTOR DE PODER 52 G1 HITACHI

EN

PARALELO CON LAS UNIDADES:

• SOLAR MARS 100• GENERAL ELECTRIC GE-10• SOLAR TITAN 130 N°7• SOLAR TITAN 130 N°9







VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DE SERVICIO.

“DESCONEXIÓN INTERRUPTOR DE PODER 52 G1 TGN°1 HITACHI, EN PARALELO CON TG Nº4 SOLARMARS 100 , TG Nº8 GE-10 , TG Nº7 TITÁN 130 o TG Nº9TITÁN 130”.


1. Introducción.

La pérdida parcial del servicio causada por la desconexión del Int. depoder 52 G1, o la detención del TG Hitachi que está en paralelo con el TG N°4Solar Mars 100, o TG Nº8 GE-10 o TG Nº7 Solar Titán 130 o TG N°9 SolarTitán 130, provoca la operación de los relés de baja frecuencia, hastaaproximadamente la potencia nominal del TG que se mantiene en servicio; anteesta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan derecuperación del servicio:


a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA.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 CPA, permite el cierre deAlimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en queocurra la falla.

f) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de losAlimentadores es la siguiente: Nos: E1 ; 7 ; 8 ; 5 ; 6 ; 11 ; 9 ; 4 ; 10 ; 3.

g) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras.i) Operador CPA realiza comunicación a Supervisores a través de “discadoautomático”.

j) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio.






3.1 Desconexión Int. de Poder 52 G1 del TG Hitachi, o detención del TG.3.2 Operador detecta falla en TG Hitachi; apertura del Int. de poder 52 G1, 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 Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia.3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de Poderde los alimentadores (reponer vástagos inferiores lado izquierdo yderecho de los relés, alarma y enclavamiento respectivamente).

3.7 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de cada uno de losInterruptores 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 control local unidad3.10 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 52 C5 CTP.3.14 Desde sistema Scada en CPA abrir R-10 y cerrar Interruptor 52 C4 CTP.3.15 Desde sistema Scada en CPA abrir R-13 y cerrar Interruptor 52 C11

CTP.3.16 Desde sistema Scada en CPA abrir R-8 y cerrar Interruptor 52 C6 CTP.3.17 Desde sistema Scada en CPA abrir R-12, R-18 y cerrar Interruptor 52 C7

CTP.3.18 Cerrar Interruptor 52 E1.

Con estas maniobras, quedan normalizados parcialmente o totalmente elsuministro eléctrico de los alimentadores desde la Central Tres Puentes.

3.19 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, normalizar elsuministro eléctrico de los alimentadores:

3.20 Cerrar R-10.3.21 Cerrar R-13.3.22 Cerrar R-8.3.23 Cerrar R-12.3.24 Cerrar R-18

(*) La normalización de los alimentadores dependerá del estado

operativo de las Unidades Generadoras de CTP.


4.1 Operador detecta situación anormal.4.2 Comunicación por radio frecuencia exclusiva N°3 .





4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación aSupervisores.4.4 Determinar Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia.4.5 Resetear relés de baja frecuencia.4.6 Verificar si existen protecciones operadas en línea 66 kV4.7 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 No 5.4.10 Sincronización de Unidad General Electric Nos 5.4.11 Previa comunicación con CTP, proceder a la normalización del servicio

de acuerdo a, la disponibilidad de potencia en giro, estabilidad de lasunidades en servicio, y a la prioridad de cierre parcial o total de losalimentadores.

4.12 Abrir R-9; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C3.4.13 Abrir R-14; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C9.4.14 Abrir R-3 y R-16; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52

C10.4.15 Abrir R-11 y R-15; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Int. 52 C8.

Con estas maniobras, queda normalizado parcialmente o totalmente elsuministro eléctrico de los alimentadores desde la Central Punta Arenas.

4.16 Normalizar el suministro eléctrico de los alimentadores:4.17 Cerrar R-9.4.18 Cerrar R-14.4.19 Cerrar R-3.4.20 Cerrar R-16.4.21 Cerrar R-11.4.22 Cerrar R-15.



Mario Sillard A. .Subgerente Pta. Arenas






CTP - CPA

“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 BT-1,

POR FALLA LÍNEA DE 66 kV.”







VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011.SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DE SERVICIO.

“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 BT-1,POR FALLA LÍNEA DE 66 kV.”


1. Introducción.

La apertura del interruptor de poder 52 BT-1 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 derecuperación del servicio:


a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA.b) Verificar la demanda instantánea del sistema.c) Línea de 23 kV. operativa hasta 9 MW.d) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de

Media Tensión y su operación desde la CPA, permite el cierre deAlimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en queocurra la falla.

e) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores Nos 1 - 2 - 3 - 8 - 9y 10, inmediatamente antes de la falla.

f) La prioridad de cierre de Alimentadores en la subestación Punta Arenases la siguiente: Nos: 1 - 3 - 2 - 9 - 10 - 8.

g) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras.h) Verificar protecciones de los Alimentadores Nos 1 - 2 - 3 - 8 - 9 - 10i) Operador CPA realiza comunicación a Supervisores a través de “discado

automático”. j) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio.


3.1 Operador detecta apertura de Int. 52 BT-1; línea de 66 kV. fuera deservicio.

3.2 Aviso de inmediato a “Operaciones Generación CPA” por radiofrecuencia 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.


4.1 Operador detecta situación anormal.4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3.4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación aSupervisores.4.4 Dar orden manual de apertura a Int. 52 C1, 52 C2, 52 CT-7 y 52 BT-2.

4.5 Abrir con botoneras de desenganche Int. 52 C3, 52 C8, 52 C9, 52 C10.4.6 Despacho de Carga Central avisa a CTP que cerrará Int. 52 CT-6.4.7 En sala de comando, panel remoto línea 23 kV., colocar switch de

sincronización en posición de “0” a “1”.4.8 Cerrar Interruptor de Poder 52 CT-6 línea de 23 kV.4.9 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C1.4.10 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C2.4.11 Señal de partida a TG General Electric No 5 desde control remoto.4.12 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C3.4.13 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 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C9.

Verificar carga línea 23 kV. y unidades diesel; si es posible continuar pto.4.17: caso contrario continuar 4.19.

4.17 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C10.Verificar carga línea 23 kV. y unidades diesel; si es posible continuar pto.4.18: caso contrario continuar 4.19.

4.18 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C8.Con estas maniobras quedan normalizados los alimentadores de lasubestación Punta Arenas.

4.19 Sincronizar Unidad General Electric No 5. Si están todos los

alimentadores normalizados, continuar pto. 4.20; en caso contrariovolver a pto. 4.17.4.20 Retirar del servicio unidades diesel Nos 1 - 2 y 3.4.21 Revisar en sala de maniobras línea de 66 kV. si existen protecciones

operadas.4.22 Retirar relé 59 N en sala de maniobras línea 66 kV. (*)

(*) Este relé será normalizado una vez energizada línea de 66 kV., es decir,cerrados Int. de poder 52 BT-1 y 52 BT-2.













CTP - CPA

“ESTANDO EL TG N°1 HITACHI COMO UNIDAD BASEDEL SISTEMA ELÉCTRICO, SE PRODUCE LADETENCIÓN DE UN TG QUE ESTÉ EN PARALELO CONLA UNIDAD N° 1, ES DECIR, N° 4, N° 7, N° 8, N° 9 o N° 10”.







VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011

SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DE SERVICIO.DETENCIÓN DE CUALQUIER TG QUE ESTÉ ENPARALELO CON UNIDAD N°1 HITACHI; N°4 SOLARMARS 100, N°7 SOLAR TITÁN, N°9 SOLAR TITÁN o Nº8GE-10.


1. Introducción.

La detención de cualquier TG que esté en paralelo con el TGHitachi, provoca la pérdida parcial del servicio debido a la operación de

los relés de baja frecuencia; el rechazo de carga instantáneo provocauna baja de frecuencia del sistema, que dependerá de la magnitud de lacarga en las unidades mencionadas. Durante horarios de mayordemanda, superiores a la potencia nominal del TG Hitachi (24 MW.),esta situación es más incidente debido a que los turbogeneradoresaportan aproximadamente entre un 23% y un 33% de la carga total delsistema (entre 9 y 13,5 MW.); la pérdida instantánea de esta potenciaprovoca una carga adicional al TG Hitachi, cayendo la frecuencia delsistema hasta los valores prefijados y operando los relés de bajafrecuencia en forma coordinada.

Ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar elsiguiente plan de recuperación del servicio:


a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA.b) Presionar botón “discado automático” para comunicación aSupervisores.c) Verificar la demanda instantánea del sistema.d) Verificar Interruptores 52 C de alimentadores operados por bajafrecuencia.e) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores,

inmediatamente antes de la falla.f) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución deMedia Tensión y su operación desde la CPA, permite el cierre deAlimentadores en forma parcial o total, dependiendo del horario enque ocurra la falla.

g) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de losAlimentadores es la siguiente: Nos: E1; 7 ; 8 ; 5-6-11 ; 9 ; 4 ; 10 ; 3.

h) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras Diesel y Gas.





j) En CPA TG GE N°5 fuera de servicio.


3.1 Detención de cualquier TG que está en paralelo con el TG Hitachi.3.2 Operador detecta falla de la unidad, apertura del Int. de poder 52 G 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 “52 C” operados por baja frecuencia.3.7 Verificar estado de protecciones (sobrecorriente, residual) de Int. “52 C”.3.8 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno 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 cada uno 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 losalimentadores que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia.

3.15 Cerrar Interruptor 52 C5.

3.16 Abrir R-10; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C4.3.18 Abrir R-12 y R-18; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52C7.

3.19 Abrir R-8; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C6.3.20 Abrir R-13; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C11.3.21 Cerrar Interruptor 52 E-1.3.22 Cerrar: R-10, R-12, R-18, R-8, R-13.

Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde laCentral Tres Puentes.


4.1 Operador detecta situación anormal.4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3.4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación a

Supervisores.4.4 Determinar Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia.





4.5 Verificar estado de protecciones (sobrecorriente, residual) de Int. “52 C”.4.6 Resetear relés de baja frecuencia.4.7 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3 y TG GE N°5.4.8 Sincronización Unidades Diesel Nos 1, 2 y 3.4.9 Sincronización Unidad No 5 GE.4.10 Previa comunicación con CTP, proceder a la normalización de los

alimentadores de acuerdo a la prioridad de cierre que se hayan abiertoefectivamente por baja frecuencia.4.11 Abrir R-9 y R-20; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52

C3.4.13 Abrir R-14; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C9.4.14 Abrir R-3 y R-16; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52

C10.4.15 Abrir R-11 y R-15; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52

C8.4.16 Cerrar: R-20, R-9, R-14, R-16, R-3, R-11, R-15.









PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 5

CTP - CPA

“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2 PORFALLA;

PATIO DE 13,2 kV. EN CTP FUERA DE SERVICIO”.

HORARIO DE BAJA CARGA







VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011.SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DE SERVICIO.

APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2POR FALLA; PATIO 13,2 kV. CTP FUERA DE SERVICIO.

“HORARIO DE BAJA CARGA”.


1. Introducción.

La apertura del Int. de poder 52 DT-2, ubicado en el patio de 11,5/13,2kV. de la Central Tres Puentes, provoca la pérdida de suministro eléctrico delos 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 dela central y del motor a gas Caterpillar, el cual se detiene o queda fuera deservicio por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal; ante estaemergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan denormalización del suministro.


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, permite elcierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horarioen que ocurra la falla.

e) La prioridad de cierre de alimentadores es la siguiente: Nos: 5 - 4 – 7 – 6-11.

f) Pérdida de los servicios auxiliares tomados del patio 13,2 kV.; si el motora 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) Presionar botón “discado automático” para comunicación aSupervisores.k) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio.






3.1 Operador detecta apertura de Int. de Poder 52 DT-2, por lo tanto,alimentadores Nos 4, 5, 6, 7,11 y transformadores de SS/AA de patio

13,2 kV. fuera de servicio.3.2 Aviso de inmediato a “Operaciones Generación CPA”, por radiofrecuencia exclusiva N°3.

3.3 Ajustar frecuencia y voltaje de la(s) unidad(es) en servicio.3.4 Verificar protecciones operadas del Int. de Poder 52 DT-2.3.5 Abrir Interruptores de Poder 52 C4, 52 C5, 52 C6, 52 C7 y 52 C11.3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de

Poder operados (reponer vástagos lado izquierdo y derecho de losrelés, alarma y enclavamiento respectivamente).


3.8 Minuciosa inspección visual del patio de 11,5/13,2 kV.3.9 En patio de 13,2 kV. abrir desconectadores 89 CT-2 y 89 DT-2 deltransformador 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 Int. de poder 52 CT-6.3.12 Cerrar Int. de Poder 52 C4, energizando patio 13,2 kV., (desde alim. N°9

de CPA), restableciendo SS/AA.3.13 Señal de partida a unidades CAT Nos 2, 3, 5.3.14 Sincronización de unidades CAT. Nos 2, 3, 5 (5,5 MW. disponibles).3.15 Cerrar Int. de Poder 52 C5.3.16 Cerrar Int. de Poder 52 C7.3.17 Cerrar Int. de Poder 52 C6.

3.18 Cerrar Int. de Poder 52 C11.

Con estas maniobras, quedan normalizados parcialmente o totalmente losalimentadores desde la Central Tres Puentes.


4.1 Operador CPA recibe información de situación CTP por frecuencia exclusiva

N°3.

4.2 Presionar botón “discado automático” para comunicación aSupervisores.

4.3 Operador CPA comunica a “Supervisor de Distribución” por frecuenciaexclusiva N°1.

4.4 Supervisor de “Operaciones de Distribución” coordina maniobra en la redde distribución, cuyo objetivo es cerrar D-7 (unión de aliment. Nos 9 y 4);





solicita a operador CPA “dejar sin protecciones” Reconectador R-10 ycambiar de “Alt. Normal” a “Alt N°3”; posteriorment e solicitaráautorización para cerrar D-7.

4.5 Operador CPA avisa a operador CTP que cerrará Int. de Poder 52 CT-6(línea de 23 kV.). Esperar instrucciones de CTP, punto 3.11.

4.6 Operador CPA cierra int. de Poder 52 CT-6 (línea de 23 kV.).

4.7 Operador CPA autoriza cierre del D-7.4.8 Alimentador N°4 normalizado a través de CPA.4.9 Operador CPA comunica a operador CTP que proceda a cerrar Int. de

Poder 52 C4, cuyo objetivo es energizar patio de 13,2 kV. y posteriorsincronización de unidades diesel y gas.

4.10 Supervisor de Operaciones de Distribución coordina maniobra en la redde distribución, cuyo objetivo es cerrar D-8 (unión de alim. Nos 7 y 10);posteriormente solicita autorización para cerrar D-8.

4.11 Operador CPA autoriza cierre del D-8.4.12 Alimentador N°7 normalizado a través de CPA.4.13 Operador CPA comunica a Operador CTP que proceda a cerrar Int. de

Poder 52 C7.









PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 5.1

CTP - CPA

“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2 PORFALLA;

PATIO DE 13,2 kV. CTP FUERA DE SERVICIO”.

HORARIO DE ALTA DEMANDA





INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N°5.1


VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011.SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO.APERTURA DE INT. DE PODER 52 DT-2 POR FALLA;PATIO 13,2 kV. C.T.P. FUERA DE SERVICIO.

“HORARIO DE ALTA DEMANDA ”.


1. Introducción.

La apertura del Interruptor de poder 52 DT-2, ubicado en el patio de 13,2kV. de la Central Tres Puentes, provoca la pérdida de suministro eléctrico delos 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 lacentral y del motor a gas Caterpillar, el cual se detiene o queda fuera deservicio por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal; ante estaemergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan denormalización del suministro.


a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA.b) Presionar botón “discado automático” para comunicación aSupervisores.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 corrientealterna 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 10.l) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media

Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas, permite el cierre deAlimentadores en forma parcial o total, dependiendo del horario en que ocurra lafalla.

m) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio.3. Procedimiento de Emergencia N°5.1

Central Tres Puentes:





Maniobras a realizar en Central Tres Puentes.

3.1 Operador detecta apertura del Int. de Poder 52 DT-2, por lo tanto,alimentadores Nos 4, 5, 6, 7, 11 y transformadores de SS/AA del patio13,2 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 Int. de Poder 52 DT-2.3.5 Abrir Int. de Poder 52 C4, 52 C5, 52 C6, 52 C7, 52 C11.3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de Poder

operados (reponer vástagos lado izquierdo y derecho de los relés,alarma y enclavamiento respectivamente).


3.8 Minuciosa inspección visual del patio de 11,5/13,2 kV.3.9 En patio de 13,2 kV. abrir desconectadores 89 DT-2 y 89 CT-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 52 CT-6(línea de 23 kV.).

3.11 Operador CPA confirma cierre del Int. de poder 52 CT-6.3.12 Cerrar Int. de Poder 52 C7, energizando patio 13,2 kV., (desde alim.

N°10 CPA) restableciendo SS/AA.3.13 Señal de partida a unidades Nos 2, 3 y 5.3.14 Sincronización de unidades Nos 2, 3 y 5.3.15 Esperar Instrucciones desde CPA (pto. 4, 4.5).3.16 Cerrar Int. de Poder 52 C4 hasta “R-10”.3.17 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.32).

3.18 Cerrar Int. de Poder 52 C5.3.19 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.27).3.20 Cerrar Int. de Poder 52 C6.3.21 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.27)3.22 Cerrar Int. de Poder 52 C11.


4. Procedimiento de Emergencia N°5.1Central Punta Arenas:Maniobras a realizar en Central Punta Arenas.

4.1 Operador recibe información de situación CTP por radio frecuencia

exclusiva N°3.






4.3 Operador CPA comunica a Supervisor de Operaciones de Distribuciónpor radio frecuencia exclusiva N°1.

4.4 Operador CPA avisa a operador CTP que cerrará Int. de Poder 52 CT-6(línea de 23 kV.). Esperar instrucciones de CTP, punto 3.11.

4.5 Operador CPA cierra int. de Poder 52 CT-6 (línea de 23 kV).4.6 Supervisor de Operaciones de Distribución solicita a operador CPA abrir

Reconectador “R-12”, con el objeto de cerrar D-8 y posteriorenergización de barra patio 13,2 kV. de CTP.

4.7 Supervisor de Operaciones Gener. autoriza a operador CPA abrir “R-12”.

4.8 Supervisor de Operaciones Distribución solicita autorización para abrirM-2.

4.9 Supervisor de Operaciones Generación autoriza abrir M-2.4.10 Supervisor de Operaciones Distrib. solicita autorización para cerrar D-8.4.11 Supervisor de Operaciones Generación autoriza cierre del D-8.4.12 Operador CPA comunica a Operador CTP que proceda a cerrar Int. de

Poder 52 C7.

4.13 Operador CTP confirma que Int. 52 C7 está cerrado y barra 13,2 kV.Energizada (punto 3.11).

4.14 Supervisor de Operaciones de Distrib. solicita a operador CPA “dejar sinprotecciones” Reconectador “R-5 y R-20” (alims. N°1 y N°3) y cambiarde “Alt. Normal” a “Alt. N°2” en R-5 y de “Alt. N°1 a “Alt. N°3” en R-20;coordina maniobra en la red de distribución sobre Alimentadores Nos 1 y3, con el objeto de traspasar aproximadamente el 40% de la carga delalimentador N°1 al N°3, es decir; cerrar D-15 y abr ir “R-5”; en maniobraposterior alim N°1 absorbe carga del alim N°9 hasta “R-14” (posteriorenergización de barra patio 13,2 kV. de CTP).

4.15 Supervisor de Operac. Distribución solicita autorización para cerrar D-15.

4.16 Supervisor de Operac. Generación autoriza cierre del D-15.4.17 Supervisor de Operac. Distrib. solicita autorización para cerrar D-29(unión alim. N°1 y N°9). En R-14 dejar sin protecci ones y cambiar de “Alt.Normal” a “Alt. N°3”.

4.18 Supervisor de Operac. Generación autoriza cierre del D-29.4.19 Supervisor de Operac. Distrib. solicita autorización para cerrar D-9

(unión alim. N°1 y N°9.4.20 Supervisor de Operac. Generación autoriza cierre del D-9.4.21 Supervisor de Operac. Distrib. solicita autorización para abrir “R-14”.4.22 Supervisor de Operac. Generación autoriza abrir “R-14”.4.23 Supervisor de Operaciones de Distribución solicita a operador CPA abrir

“R-10”, con el objeto de cerrar D-7 y energizar parcialmente el alim. N°4.4.22.1 Supervisor de Operaciones Gener. autoriza a operador CPA abrir “R-10”.

4.25 Supervisor de Operaciones Distribución coordina maniobra en la red dedistribución sobre el Alimentador N°9, para cerrar D-7.

4.26 Supervisor de Operaciones Distrib. solicita autorización para cerrarD-7.

4.27 Supervisor de Operaciones Generac. autoriza cierre del D-7.4.28 Alimentador N°4 normalizado a través de CPA ha sta el “R-10”.





4.29 Supervisor de Operaciones Generac. autoriza a operador CPA dejar sinprotecciones “R-10” y cambiar de “Alt. Normal a Alt. N°3”.

4.30 Operador CPA comunica a Operador CTP que proceda a cerrar Int. dePoder 52 C4.

4.31 Supervisor de Operaciones Generac. autoriza a oper. CPA a cerrar “R-

10”. 4.32 Operador CPA comunica a Operador CTP que proceda a cerrar Int. de

Poder 52 C6.4.33 Operador CTP confirma cierre del Int. 52 C6.4.34 Supervisor de Operac. Generac. solicita a operador CPA abrir “R-13”,

con el objeto de cerrar Int. 52 C11.4.35 Operador CPA comunica a operador CTP que “R-13” está NA y que

proceda a cerrar Int. de Poder 52 C11.4.36 Supervisor de Operac. Generac. autoriza a operador CPA a cerrar “R-3”.

4.37 Supervisor de Operaciones Generac. solicita cerrar “R-13”.4.38 Supervisor de Operaciones Generac. solicita cerrar “R-12”.

4.39 Supervisor de Operaciones Generac. solicita cerrar “M-2”.

Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde laCentral Tres Puentes y Punta Arenas.









CTP - CPA

“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2

POR FALLA DEL TRANSFORMADOR DE 20 MVA

O DEL AUTOTRANSFORMADOR DE 14 MVA.

PATIO DE 13,2 kV. CTP FUERA DE SERVICIO”.







VIGENCIA : 31 DE MAYO DE 2011.SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO.APERTURA DEL INT. DE PODER 52 DT-2, POR FALLA DELTRANSFORMADOR DE 20 MVA.: PATIO 13,2 kV. C.T.P.FUERA DE SERVICIO.

PUESTA EN SERVICIO DEL AUTOTRANSFORMADOR DE 14MVA.


1. Introducción.

El 11 de noviembre de 2007, quedó en servicio el transformador de 20MVA, en reemplazo de autotransformador de 14 MVA. Una falla en el sistemade protecciones sobre este nuevo equipo, causa la apertura del Interruptor depoder 52 DT-2, dejando sin suministro eléctrico a los alimentadores Nos 4 - 5 - 6- 7 -11, y los dos (2) transformadores de servicios auxiliares que pertenecen alos consumos de la central y del motor a gas Caterpillar, el cual se detiene oqueda fuera de servicio por falta de corriente alterna para su funcionamientonormal; ante esta emergencia, el personal de operación deberá poner enservicio el autotransformador de 14 MVA, aplicando el siguiente plan denormalización del suministro.


a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA.b) Presionar botón “discado automático” para comunicación aSupervisores.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 4, 5, 6, 11 y 7.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 corrientealterna para su funcionamiento normal.

h) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución deMedia Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas, permite elcierre de Alimentadores en forma parcial o total, dependiendo del horarioen que ocurra la falla.

i) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio. j) La corriente máxima para esta condición no debe superar los 800

amperes.






3.1 Operador detecta apertura del Interruptor de Poder 52 DT-2, por lo tanto,

los alimentadores Nos

4, 5, 6, 7, 11 y transformadores de SS/AA del patio13,2 kV. quedan 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 que activaron la apertura del

Interruptor de Poder 52 DT-2.3.5 Abrir Interruptor de Poder 52 C4, 52 C5, 52 C6, 52 C7, 52 C11.3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de c/u de los Interruptores de Poder

operados (reponer vástagos lado izquierdo y derecho de los relés,alarma y enclavamiento respectivamente).

3.7 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de cada uno de losInterruptores de Poder.3.8 Minuciosa inspección visual del patio de 11,5/13,2 kV.3.9 En patio de 11.5/13,2 kV. “abrir” seccionadores 89 CT-2 y 89 DT-2 del

transformador de 20 MVA.3.10 En patio de 11.5/13,2 kV “cerrar” seccionadores 89 CT-1 y 89 DT-1 del

autotransformador de 14 MVA.3.11 Previa comunicación con Central Punta Arenas.3.12 Cerrar Interruptor de Poder 52 DT-2.3.13 Cerrar Interruptor de Poder 52 C5.3.14 Cerrar Interruptor de Poder 52 C4.3.15 Cerrar Interruptor de Poder 52 C7.

3.16 Cerrar Interruptor de Poder 52 C6.3.17 Cerrar Interruptor de Poder 52 C11.

Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde la CentralTres Puentes.









CTP - CPA

“PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DEDOS O MÁS TURBOGENERADORES EN SERVICIO

EN LA CTP”.







VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011

SITUACIÓN: PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO POR LA DETENCIÓN DE 2 OMAS TURBOGENERADORES EN SERVICIO:


1. Introducción.

La situación más severa que enfrenta el Sistema Eléctrico es la pérdidatotal del suministro de energía eléctrica a la ciudad; ante esta emergencia, el

personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación delservicio:


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 la 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 deMedia Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas, permite elcierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horarioen que ocurra la falla.

g) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras.h) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio.i) La prioridad de cierre de Alimentadores es la siguiente: Nos 1 - 3 - 2 - 5 -

4 - 7 - 9 - 6 - 11 - 10 - 8. j) Operador CPA realiza comunicación a Supervisores a través de “discado

automático”.






3.1 Detención de alguna de las siguientes unidades en servicio: N°4 Solar Mars 100,N°8 GE-10, N°7 Solar Titán 130, o N°9 Solar Titán 130.

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 8GE-10, y apertura de los Interruptores de poder 52 G4, 52 G7, 52 G8 o 52 G9.

3.4 Operador determina si la falla se produjo en el sistema de generación o en elsistema de distribución.

3.5 Verificar protecciones operadas en control local unidades.3.6 Dar orden manual de apertura a Int. de Poder 52 BT-1.3.7 Abrir Interruptores de poder 52 C4, 52 C5, 52 C6, 52 C7, 52 C11.3.8 Desde el computador del Sistema Scada de Generación CTP, dar señal de

apertura a Interruptores de Poder 52 DT-1, 52 DT-2.3.9 Revisar Interruptores 52 C 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 yenclavamiento respectivamente).

3.11 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de cada uno de los Interruptores dePoder.

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 52 DT-1.3.15 Cerrar Interruptor 52 DT-2.3.16 Señal de partida a Unidad CAT GAS No 53.17 Señal de partida a TGs que no causaron la falla (Un. N°4 , N°7 , Nº8,

N°9 ).

3.18 Sincronizar Unidades CAT. Nos

2 – 3 – 5.3.19 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con lanormalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de losalimentadores.

3.20 Ajustar voltaje en panel de sincronización línea de 66 kV.3.21 Cerrar Interruptor 52 BT-1.3.22 Cerrar Interruptor 52 C5.3.23 Cerrar Interruptor 52 C4.3.24 Cerrar Interruptor 52 C7.3.25 Cerrar Interruptor 52 C6.3.26 Cerrar Interruptor 52 C11.

Con estas maniobras, queda normalizado el suministro desde la Central TresPuentes.






4.1 Operador detecta situación anormal.4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3.

4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación aSupervisores.4.4 Dar orden manual de apertura a Interruptores de poder: 52 C1, 52 C2,

52 CT-7 y 52 BT-2.4.5 Abrir con botoneras de desenganche Interruptores de Poder: 52 C3, 52

C8, 52 C9, 52 C10.4.6 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 Nos 5.4.10 Retirar relé 59 N en celda de protecciones línea 66 kV.4.11 Previa comunicación con CTP, se cierra Interruptores 52 CT-7 y 52 BT-2

energizando línea de 66 kV.4.12 Sincronización de Unidad Diesel Sulzer N°3.4.16 Cerrar Interruptor 52 C1.4.14 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C3.4.15 Cerrar Interruptor 52 C2.4.16 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C9.4.17 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C10.4.18 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C8.4.19 Instalar relé 59 N en celda de protecciones línea 66 kV.










CTP - CPA

“PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓNTG Nº4 SOLAR MARS 100 O

TG GENERAL ELECTRIC GE-10 OTG Nº7 SOLAR TITÁN 130 OTG Nº9 SOLAR TITÁN 130”

UNIDADES ABASTECEN SUMINISTRO ELÉCTRICO







VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011.

SITUACIÓN: UNIDADES EN PARALELO: MARS 100 Y TITÁN 130

“PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓNDE TG N°4 SOLAR MARS 100, O TG N°7 TITÁN 130 OTG Nº9 TITÁN 130 O TG Nº8 GE-10”.


1. Introducción.

La detención por falla de la Unidad N°4 Solar Mars 100, Unidad N°7Solar Titán 130, Nº8 GE-10 o Unidad Nº9 Solar Titán 130, y que esténfuncionando en paralelo, provoca la pérdida parcial del servicio debido ala operación de los relés de baja frecuencia instalados en losalimentadores de media tensión; el rechazo de carga instantáneoprovoca una baja de frecuencia del sistema, que dependerá de lamagnitud de la carga y del horario en que ésta se produzca, cayendo lafrecuencia del sistema hasta los valores prefijados y operando los relésde baja frecuencia en forma coordinada.


a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA.b) Presionar botón “discado automático” para comunicación a

Supervisores.c) Verificar la demanda instantánea del sistema.d) Verificar Int. 52 C de alimentadores operados por baja frecuencia.e) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores,

inmediatamente antes de la falla.f) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de

Media Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas,permite el cierre de Alimentadores en forma parcial, o totaldependiendo del horario en que ocurra la falla.

g) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de los Alim. esla siguiente: Nos: E1; 7 ; 8 ; 5 ; 6 ; 11 ; 9 ; 4 ; 10 ; 3.

h) La prioridad de cierre parcial o total de los alimentadores es la siguiente:Nos: 3 ; 5 ; 4 ; 7 ; 9 ; 6 ; 11 ; 10 ; 8.

i) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. j) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio.






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 Nº 8 o TG N°9,

provocando la apertura del Int. de poder 52 G4, 52 G7, 52 G8 o 52 G9 ydetención 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 Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia.3.7 Verificar estado de protecciones (sobrecorriente, residual) de Int. “52 C”.3.8 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Int. de Poder operados

(reponer vástagos lado izquierdo y derecho de los relés, alarma yenclavamiento respectivamente).

3.9 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de cada uno 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 losalimentadores que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia.

3.15 Cerrar Int. 52 C5 CTP, en forma parcial o total según hora de la falla.3.16 Cerrar Int. 52 C4 CTP, en forma parcial o total según hora de la falla.3.15 Cerrar Int. 52 C7 CTP, en forma parcial o total según hora de la falla.3.16 Cerrar Int. 52 C6 CTP, en forma parcial o total según hora de la falla.3.17 Cerrar Int. 52 C11 CTP, en forma parcial o total según hora de la falla.



4.1 Operador detecta situación anormal.4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3.

4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación aSupervisores.4.4 Determinar Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia.4.5 Verificar estado de protecciones (sobrecorriente, residual) de Int. “52 C”.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 Unidad General Electric Nos 4.





4.11 Previa comunicación con CTP, proceder a la normalización de losalimentadores de acuerdo a la prioridad de cierre que se hayan abiertoefectivamente por baja frecuencia.

4.12 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C3, en formaparcial o total según la hora de falla.





Wilfredo Campos M.Jefe Sección Operación








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: 31 DE MAYO DE 2011.

SITUACIÓN: UNIDADES EN SERVICIO Y/O DISPONIBLES: TG Nº1HITACHI, TG Nº4 MARS 100, TG Nº7 TITÁN 130, TG Nº9TITÁN 130, TG Nº8 GE-10, O GAS CATERPILLAR.

“PÉRDIDA PARCIAL O TOTAL DEL SERVICIO PORDETENCIÓN PROGRAMADA O FORZADA DETURBOGENERADORES QUE FUNCIONAN CON GASNATURAL”.

“HORARIOS DE ALTA Y BAJA DEMANDA ”.


1. Introducción.

La Empresa Gasco S.A. abastece de gas natural a las instalaciones deEdelmag S.A., en las centrales Tres Puentes y Punta Arenas, con unapresión de 500 PSI en la Central Tres Puentes y una presión media de250 PSI en la Central Punta Arenas; los valores regulados para elfuncionamiento de los turbogeneradores oscila entre 400, 250 y 100 PSI.Una baja progresiva de presión en el suministro es detectada por elsistema de monitoreo, lo que permite tomar decisiones inmediatas, talcomo la puesta en servicio de todas las unidades diesel disponibles; ladisminución en la presión hasta “valores menores a los regulados”,causan la detención de los turbogeneradores que estén en servicio; elrechazo de carga instantáneo provoca una baja de frecuencia delsistema, que dependerá de la magnitud de la carga y del horario en queésta se produzca, cayendo la frecuencia del sistema hasta los valoresprefijados y operando los relés de baja frecuencia en forma coordinada.

“La potencia total en giro con unidades diesel es de 42.580 kW., laque supera la demanda máxima registrada en mayo de 2011, por lotanto, no es necesaria la restricción en el suministro eléctrico. Laaplicación del Plan de Restricción de Suministro, se basa en elsupuesto escenario que no haya potencia suficiente, lo querestringe la potencia total disponible. Suponiendo que la unidadgeneradora con petróleo de menor potencia (GE-10) esté fuera deservicio, restringe la potencia total a un 77% (32.950 kW.), lo quehace necesaria la aplicación del Plan de Restricción de Suministro,ver Anexo 1. Los sectores afectados por la restricción semodificarán de acuerdo con la duración de la falla (horas, días,





semanas, meses) intentando compensar equitativamente la pérdidadel suministro eléctrico”.

En Septiembre de 2010 GASCO S.A. actualizó el “Protocolo deOperación de Estaciones de Regulación de Gas Natural”, “Anexo6”, cuyo objetivo es determinar las responsabilidades,

específicamente ante situaciones de emergencia. En este Anexo seomiten las especificaciones para las Centrales Puerto Natales yPorvenir.


a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA.b) Presionar botón “discado automático” para comunicación aSupervisores.c) Verificar la demanda instantánea del sistema.d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores.

e) La aplicación del Plan de Restricción de Suministro, “Anexo 1”,dependerá de la hora en que se produzca la anomalía, clasificando laemergencia en “horario de alta demanda” y “horario de baja demanda”.

f) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución deMedia 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.

g) La prioridad de operación de los relés de baja frecuencia de losAlimentadores es la siguiente: Nos: 7 ; 8 ; 5 ; 6 ; 11 ; 9 ; 4 ; 10 ; 3.

h) La prioridad de cierre parcial o total de los alimentadores es la siguiente:Nos: 3 ; 5 ; 4 ; 7 ; 9 ; 6 ; 11 ; 10 ; 8.

j) Si los TGs N°s 7, 8 y 9 en CTP estuvieran deteni das, dar señal departida con gas, y realizar el traspaso posterior cuando esténaproximadamente a un 25% de la carga. Si los TGs están en serviciodisminuir carga hasta el 25% y proceder al traspaso a combustiblelíquido.

k) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras Diesel.k) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio.


3.1 Operador detecta alarma “baja presión gas”; en batería de gas confirmadisminución en la presión del combustible gas.

3.2 Aplicar Plan de Restricción de Suministro “horario de alta demanda”.3.3 Aplicar Plan de Restricción de Suministro “horario de baja demanda”.3.4 Aviso de inmediato a CPA para la puesta en servicio de unidades diesel

Sulzer Nos 1-2-3.3.5 Señal de partida y sincronización de unidades diesel Caterpillar Nos 2 y

3.





3.6 Verificar la frecuencia del sistema y potencia de cada uno de losalimentadores.

3.7 Si la Unidad N°7 Solar Titán está detenida, dar señal de partida normal yesperar hasta que el TG esté con un 25% de carga, para proceder altraspaso a funcionamiento con petróleo; abrir pantalla “Sistema deCombustible” activar Icono “selección de combustible líquido” y confirmar

nueva consigna.3.8 Si la Unidad N°7 Solar Titán está en servicio, disminuir carga hastaaproximadamente un 25%, abrir pantalla “sistema de combustible”,activar Icono “selección de combustible líquido”, confirmar consigna; serealizará gradualmente el traspaso de combustible gas a 100%combustible líquido, en aproximadamente 5 minutos.

3.9 Si la Unidad N°9 Solar Titán está detenida, dar señal de partida normal yesperar hasta que el TG esté con un 25% de carga, para proceder altraspaso a funcionamiento con petróleo; abrir pantalla “Sistema deCombustible” activar Icono “selección de combustible líquido” y confirmarnueva consigna.

3.10 Si la Unidad N°9 Solar Titán está en servicio, disminuir carga hasta

aproximadamente un 25%, abrir pantalla “sistema de combustible”,activar Icono “selección de combustible líquido”, confirmar consigna; serealizará gradualmente el traspaso de combustible gas a 100%combustible líquido, en aproximadamente 5 minutos.

3.11 Si la Unidad N°8 GE-10 está detenida, dar seña l de partida normal yesperar hasta que el TG esté con un 25% de carga, para proceder altraspaso a funcionamiento con petróleo; abrir pantalla “Sistema deCombustible” activar Icono “selección de combustible líquido” y confirmarnueva consigna.

3.12 Si la Unidad GE-10 está en servicio, disminuir carga hastaaproximadamente un 25%, abrir pantalla “sistema de combustible”,activar Icono “selección de combustible líquido”, confirmar consigna; serealizará gradualmente el traspaso de combustible gas a 100%combustible líquido, en aproximadamente 5 minutos.

3.13 Preparar retiro de turbogeneradores en servicio, no duales; abririnterruptores 52 G y proceder a la detención.

3.14 Verificar la carga de cada una de las unidades diesel que estánfuncionando.

Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde la CentralTres Puentes.


4.1 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3.4.2 Operador CTP informa a operador CPA situación anormal y solicita

la puesta en servicio y sincronización de unidades diesel Sulzer Nos1, 2 y 3.






4.4 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3.4.5 Sincronización Unidades Diesel Nos 1, 2, 3.4.6 Aplicar Plan de Restricción de Suministro “horario de alta demanda”.4.7 Aplicar Plan de Restricción de Suministro “horario de baja demanda”.4.8 Coordinación general despacho de carga de emergencia desde la CPA.

Con estas maniobras, queda parcialmente normalizado el suministroeléctrico desde la Central Punta Arenas.








ANEXO B


DE PUERTO NATALES

VERSIÓN AGOSTO 2011





PLAN DE CONTINGENCIA

CENTRAL PUERTO NATALES

AGOSTO 2011





ÍNDICE

ITEM N° CONTENIDOPÁGINA

1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA 3

2 OPERACIÓN EN CASO DE CONTINGENCIAS DE 4UNIDADES GENERADORAS

3 OPERACIÓN EN CASO DE CONTINGENCIAS EN 22INTERRUPTORES DE PODER EN MEDIA TENSIÓN

4 CONSIDERACIONES FINALES 27





1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA DE PUERTONATALES

1.1 Introducción

La Empresa Eléctrica de Magallanes, en la ciudad de Puerto Natales,suministra energía eléctrica aproximadamente a 7.600 clientes, principalmentede tipo residencial, comercial e industrial.

La Central Puerto Natales se emplaza en la periferia de la ciudad, y en laactualidad posee una Instalación de Generación compuesta por nueve (9)unidades, con una potencia total nominal de 8.770 kW.

La distribución de energía eléctrica se realiza en Media y Baja Tensión a travésde cuatro (4) alimentadores con una tensión de 13,2 kV y 171 subestacioneseléctricas de distribución con una razón de 13.200/380-220 Volts,

suministrando energía eléctrica a la totalidad del sector urbano y gran parte delárea rural. A mediano plano se incorporará al sistema de distribución en MediaTensión un nuevo alimentador (Alimentador N°5).

1.2 Características de la Demanda

La demanda máxima del sistema eléctrico de Puerto Natales comúnmente seproduce en el período Abril-Mayo, alcanzando durante el año 2011 un valor de4.820 kW.

El consumo de energía eléctrica es predominantemente residencial ycomercial, este último relacionado con productos y servicios del área turismo.Existen en menor proporción clientes de tipo industrial con fluctuación dedemanda, lo que obliga a mantener un excedente de potencia en giro de 500kW.

1.3 Características de las Unidades Generadoras

La generación base se realiza con las unidades a gas WAUKESHA Nºs 3 y 8;JENBACHER N°9 y SOLAR Nº 5, las cuales son apoyada s normalmente conla turbina SOLAR Nº 4, según el incremento o variación que registre la

demanda durante el transcurso del día.Con relación a la potencia disponible real en cada máquina, esta puede variaren función de las condiciones atmosféricas registradas en el momento, comopor ejemplo temperatura ambiente y presión atmosférica.





En la siguiente tabla, se presentan las principales características de lasunidades que componen las instalaciones de Generación en la CentralPuerto Natales.

Unid.N°

Marca - Modelo TipoCombustible

Potencia (kW)Nominal Real

1 Motor Morse Diesel 1502 Motor Morse Diesel 3003 Motor Waukesha 9390 Gas 1.1754 Turbina Solar Gas - Diesel 8005 Turbina Solar Gas - Diesel 8006 Motor Caterpillar 3516 Diesel 1.5008 Motor Waukesha 9390 Gas 1.1759 Motor Jenbacher Gas 1420

10 Motor Palmero Diesel 1450TOTAL 8.770





2. OPERACIÓN EN CASO DE CONTINGENCIAS DEUNIDADES GENERADORAS

2.1 Operación en estado normal

La operación normal y habitual de las unidades generadoras, estádeterminada por la suficiencia de la Central Puerto Natales y el despachoeconómico de carga, controlado diariamente según el nivel de demandasolicitado por el sistema.

Operación en caso de contingencias

Ante contingencias simples o severas en las instalaciones de Generación,se aplicará el presente Plan de Contingencia, el cual se adaptará de acuerdoa las condiciones imperantes en el momento.

Para efectos de análisis de las contingencias, consideraremos la DemandaMáxima producida en el año 2011, la que ha alcanzado un valor máximo de4.820 kW.

Este plan considera un número máximo simultáneo de dos (2) unidades encondición de contingencia, sea ésta simple o severa. Por este motivo, esnecesario limitar el consumo de los clientes, desde un sector o subestación,hasta uno o más alimentadores de distribución.

La secuencia de apertura de alimentadores en condición de contingencia,fue diseñada intentando provocar los menores perjuicios posibles a losclientes del sistema, y priorizando la continuidad del suministro a lascargas críticas y sector centro de la ciudad.





2.3 CONTINGENCIA SIMPLE DE UNA (1) UNIDADGENERADORA

2.3.1 Contingencia: Indisponibilidad Unidad Nº 1


2.3.3 Contingencia: Indisponibilidad Unidad N°3

Potencia no Disponible (kW) 150Potencia Disponible (kW) 8.620Déficit de Potencia (kW) 0Plan de acción

i. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a losclientes no sufre alteraciones.

ii. Se debe determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad.




Potencia no Disponible (kW) 1.175Potencia Disponible (kW) 7.595Déficit de Potencia (kW) 0Plan de acción










Potencia no Disponible (kW) 800Potencia Disponible (kW) 7.970Déficit de Potencia (kW) 0

Plan de acción
















2.4

Potencia no Disponible (kW) 1.175Potencia Disponible (kW) 7.595

Déficit de Potencia (kW) 0

Plan de acción




Déficit de Potencia (kW) 0Plan de acción




Déficit de Potencia (kW) 0Plan de acción

i. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a los

clientes no sufre alteraciones.






3.4 CONTINGENCIA SEVERA DE DOS (2) UNIDADESGENERADORAS

2.4.1 Contingencia: Indisponibilidad Unidades Nºs 1 y 2







i. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a los

clientes no sufre alteraciones.












































Potencia no Disponible (kW) 1.100Potencia Disponible (kW) 7.670Déficit de Potencia (kW) 0

Plan de acción







i. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer la

demanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a losclientes no sufre alteraciones.










Plan de acción


















Plan de acción

















Plan de acción













2.4.22 Contingencia: Indisponibilidad Unidades N°s 4 y 5
















































































3. OPERACIÓN EN CASO DE CONTINGENCIAS EN INTERRUPTORESDE PODER EN EL PATIO DE MEDIA TENSIÓN


Por ser elementos de protección y maniobra, la operación normal y habitual delos interruptores de poder es mínima y está determinada por los eventos que seproduzcan en la red de distribución en Media o Baja Tensión programados opor condiciones de contingencias.

Los cuatro interruptores de poder de los alimentadores son de similarescaracterísticas técnicas, las que se indican a continuación:

• Marca : ISODEL SPRECHER S.A.• Modelo : HPF 307 F• TENSIÓN NOM. : 30 / 36 kV• CORRIENTE NOM. : 800 Amp.

3.2 Operación en caso de contingencias

Ante contingencias que afecten a cualquiera de los interruptores de poderinstalados en el Patio de Media Tensión de la Central Puerto Natales, seaplicará el presente Plan de Contingencia, el que se adaptará de acuerdo alas condiciones imperantes en el momento.

Para efectos de análisis de las contingencias, se considerará la CorrienteMáxima suministrada en el año por cada alimentador, las que se indican enel cuadro siguiente:

AlimentadorN°

CorrienteMáx.

Real (Amp.)

Ajuste de Protecciones (Amp.)Sobrecorriente Residual

1 66 80 152 45 60 103 76 85 10

4 54 60 10

Este plan considera una condición de contingencia independiente en cadainterruptor, sea ésta simple o severa. Por lo cual, en la mayoría de loscasos, no será necesario limitar el consumo de los clientes, restringiéndoselas interrupciones de suministro a las producidas inmediatamente de





ocurrida la falla o en las diversas maniobras de interconexión de uno o másalimentadores de distribución realizadas con posterioridad.

3.3 CONTINGENCIA SIMPLE O SEVERA DE UN (1)

INTERRUPTOR DE PODER

3.3.1 Contingencia: Indisponibilidad Interruptor de Poder Alim. N°1(52C1)

Corriente Máx. Alimentador N°1 (Amp.) 66Elementos de Maniobra D3Plan de acción

i. Una vez determinada la condición de falla del interruptor del alimentador

N°1 (52C1), efectuar las siguientes maniobras en la Central de PuertoNatales:• Apertura de desconectadores N°s 89C1-1 y 89C1-2• Modificar protección de sobrecorriente del Alimentador N°2 de 80 a

150 Amp.• Apertura remota de reconectador R1• Apertura remota de reconectador R3• Apertura remota de reconectador R7• Coordinar maniobras con Encargado de Distribución en red de

Media Tensión.

ii. Encargado de Distribución realiza interconexión de alimentadores N°s 1 y

2, mediante la siguiente secuencia de maniobras:• Cierre manual de desconectador bajo carga D3• Coordinar maniobras con Operador Central Puerto Natales.

iii. Operador Central Puerto Natales finaliza faena de interconexión, mediantela siguiente secuencia de maniobras:

• Cierre remoto de reconectador R1• Cierre remoto de reconectador R3• Cierre remoto de reconectador R7

iv. Determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad, de no serposible, proceder al reemplazo del interruptor afectado.






Corriente Máx. Alimentador N°2 (Amp.) 45Elementos de Maniobra D2 y D3Plan de acción

i. Una vez determinada la condición de falla del interruptor del alimentadorN°2 (52C2), efectuar las siguientes maniobras en la Central de PuertoNatales:

• Apertura de desconectadores N°s 89C2-1 y 89C2-2• Modificar protección de sobrecorriente del Alimentador N°1 de 70 a

100 Amp. y del Alimentador N°4 de 60 a 150 Amp.• Verificar F 73 (capacidad de fusible).• Apertura remota de reconectador R6• Coordinar maniobras con Encargado de Distribución en red de

Media Tensión.

ii. Encargado de Distribución realiza interconexión de alimentador N°2, conAlimentadores N°s 1 y 4, mediante la siguiente secu encia de maniobras:

• Cierre manual de desconectador bajo carga D2• Cierre manual de desconectador bajo carga D3

iii. Determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad, de no serposible, proceder al reemplazo del interruptor afectado.






Corriente Máx. Alimentador N°1 (Amp.) 76Elementos de Maniobra D4

Plan de acción



140 Amp.• Apertura remota de reconectador R4• Coordinar maniobras con Encargado de Distribución en red de

Media Tensión.

ii. Encargado de Distribución realiza interconexión de alimentadores N°s 3 y4, mediante la siguiente secuencia de maniobras:

• Cierre manual de desconectador bajo carga D4

iii. Operador Central Puerto Natales finaliza faena de interconexión, mediantela siguiente secuencia de maniobras:

• Cierre remoto de reconectador R4

iv. Determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad, de no serposible, proceder al reemplazo del interruptor afectado.






Corriente Máx. Alimentador N°2 (Amp.) 54Elementos de Maniobra D1 y D4Plan de acción



120 Amp. y del Alimentador N°3 de 65 a 100 Amp.• Apertura remota de reconectador R5• Modificar parámetros de operación de reconectador R6 de Normal a

Alternativa N°3. (bloquear residual)• Modificar parámetros de operación de reconectador R4 de Normal a

Alternativa N°1. (bloquear residual)• Coordinar maniobras con Encargado de Distribución en red de

Media Tensión.

ii. Encargado de Distribución realiza interconexión de alimentador N°4, conAlimentadores N°s 2 y 3, mediante la siguiente secu encia de maniobras:

• Cierre manual de desconectador bajo carga D1• Cierre manual de desconectador bajo carga D4

iii. Determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad, de no serposible, proceder al reemplazo del interruptor afectado.





4. CONSIDERACIONES FINALES

Este Plan de Contingencia debe ser revisado y actualizado constantemente deacuerdo a las condiciones operativas de cada unidad generadora y laslimitaciones de largo plazo que pudieran afectar su funcionamiento.

Todas las emergencias originadas por fallas en unidades generadoras y eninterruptores de poder en Media Tensión, con o sin restricción en el suministroa los clientes de Puerto Natales, deben ser avisadas inmediatamente alAdministrador Puerto Natales, al Jefe de Mantenimiento y al Encargado deDistribución, y manejadas de acuerdo a la metodología indicada por este Plande Contingencia hasta la regularización de la condición de falla.

Sr. Claudio Ojeda Urra Sr. Germán Guajardo TapiaAdministrador Puerto Natales Gerente de Generación





ANEXO C


DE PORVENIR

VERSIÓN 2011






DE PORVENIR





1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA.

1.1 Introducción

La Empresa Eléctrica de Magallanes, en la ciudad de Porvenir, suministraenergía eléctrica aproximadamente a 1.800 clientes, de tipo residencial y

principalmente de tipo industrial, aumentando la demanda producto de nuevasempresas instaladas en la ciudad.

La Central Porvenir se emplaza en el barrio industrial de la ciudad, y en laactualidad posee una Instalación de Generación compuesta por siete (7)unidades, con una potencia total nominal aproximada de 7.545 kW. Éstas,alimentan a la red de distribución a través de cuatro alimentadores. Losalimentadores Nº 1, Nº 3 y N°4, son industriales , con clientes de granpotencia como por ejemplo el Frigorífico Patagonia, Nova Austral, y Marine Gel,entre otros. El alimentador Nº 2 abastece de energía al sector residencial.

Debido a que el sistema eléctrico de Porvenir, es principalmente de tipo

industrial, debemos conocer y manejar nuestro plan de contingencia, paraentregar a nuestros clientes un servicio confiable, que no produzca retraso opérdidas en los procesos productivos.

1.2 Características de la Demanda

Actualmente las demandas máximas en el sistema se presentan en doshorarios, el primero comprendido entre las 08:00 y 09:30 hrs. alcanzando unademanda máxima de 2.500 kW., y el segundo, entre las 14:30 y las 16:00 hrs.Con una demanda de 3.250 kW.

Como la demanda del sistema eléctrico de Porvenir, es mayoritariamenteindustrial, se presentan fluctuaciones de carga de hasta 300 kW., por lo que serequiere mantener constantemente un excedente de potencia en giro de unmínimo de 10% sobre la demanda para absorber estas variaciones.

1.3 Características de las Unidades Generadoras

La generación base, se realiza con las unidades a gas WAUKESHA Nº 6 yWAUKESHA Nº 7, las cuales son apoyadas normalmente con el motorWAUKESHA Nº 4, y Caterpillar 3516, N°9, según el i ncremento o variaciónque registre la demanda durante el transcurso del día.

En la siguiente tabla, se presentan las principales características de lasunidades que componen las instalaciones de Generación en la CentralPorvenir.





Unid. Marca - Modelo Tipo Potencia (kW)

N° Combustible Nominal Real1 Motor Caterpillar 3508 Diesel 720 6482 Motor Deutz Diesel 200 1803 Motor Deutz Diesel 200 180

4 Motor Waukesha 7042 Gas 875 7885 Motor Caterpillar 3512 Diesel 920 8006 Motor Waukesha 9390 Gas 1.175 1.0587 Motor Waukesha 9390 Gas 1.175 1.0588 Motor Palmero Diesel 1.360 1.2249 Motor Caterpillar 3516 Gas 920 800

TOTAL 7.545 6.736

2. OPERACIÓN EN CASO DE CONTINGENCIAS DE UNIDADESGENERADORAS


La operación normal y habitual de las unidades generadoras, está determinadapor la suficiencia de la Central Porvenir y el despacho económico de cargacontrolado diariamente, según el nivel de demanda solicitado por el sistema.

2.2 Operación en caso de contingencias

Ante contingencias simples o severas en las instalaciones de Generación, seaplicará el presente Plan de Contingencia, el cual se adaptará de acuerdo a las

condiciones imperantes en el momento.Para efectos de análisis de las contingencias, consideraremos la DemandaMáxima producida en el año, y que para el presente año corresponde a 3.250kW.

Este plan considera un número máximo simultáneo de dos (2) unidades encondición de contingencia, sea ésta simple o severa. Por este motivo, esnecesario limitar el consumo de los clientes, desde un sector o subestación,hasta uno o más alimentadores de distribución.

Las unidades generadoras números 1,2 y 3 fueron retiradas del parque

generador en Enero de 2006, pero permanecen conectadas y operativas comorespaldo de emergencia aunque en forma normal no sean despachadas.

La secuencia de apertura de alimentadores por EDAC en condición decontingencia, fue diseñada intentando provocar los menores perjuiciosposibles a los clientes del sistema, y priorizando la continuidad del suministro alas cargas críticas y sector centro de la ciudad.





2.3 Contingencia simple de una (1) unidad generadora.






iii. Esta unidad, fue retirada del parque generador a partir de Enero 2006,

pero permanece operativa como respaldo de emergencia.




iii. Esta unidad, fue retirada del parque generador a partir de Enero 2006,pero permanece operativa como respaldo de emergencia.











iii. Esta unidad, fue retirada del parque generador a partir de Enero 2006,pero permanece operativa como respaldo de emergencia.




































2.4 Contingencia severa de dos (2) unidades generadoras






iii. Estas unidades, fueron retiradas del parque generador a partir de Enero2006, pero permanecen operativas como respaldo de emergencia.

Potencia no Disponible (kW) 920Potencia Disponible (kW) 6.625Déficit de Potencia (kW) 0

Plan de accióni. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer la



iii. Estas unidades, fueron retiradas del parque generador a partir de Enero2006, pero permanecen operativas como respaldo de emergencia.












¡. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a losclientes no sufre alteraciones.

¡¡. Se debe determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad.


¡. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a

los clientes no sufre alteraciones.

¡¡. Se debe determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad.



















iii. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a losclientes no sufre alteraciones.

iv. Se debe determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad.









v. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a losclientes no sufre alteraciones.

vi. Se debe determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad.


vii. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a losclientes no sufre alteraciones.

viii. Se debe determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad.












Plan de acción



Potencia no Disponible (kW) 1.375

Potencia Disponible (kW) 6.170Déficit de Potencia (kW) 0Plan de acción














i. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica alos clientes no sufre alteraciones.



i. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica alos clientes no sufre alteraciones.
































i. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a losclientes no sufre alteraciones .



iii. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer lademanda máxima del sistema, el suministro de energía eléctrica a losclientes no sufre alteraciones.

iv. Se debe determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad.

























Plan de acción

























3. OPERACIÓN EN PATIO DE MEDIA TENSIÓN EN CASO DECONTINGENCIA EN INTERRUPTORES DE PODER

Se puede producir la pérdida parcial o total del servicio, debido a problemasque se originen en los interruptores de poder del patio de Media Tensión que

suministra energía eléctrica a los cuatro alimentadores.

Ante la falla de un interruptor general de algún alimentador, el suministro sedeberá realizar a través de otro alimentador, realizando traspasos de carga,utilizando para ello los desconectadores en el patio de M.T. y los equipos demaniobras ubicados en la red distribución.

Ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguienteplan en caso de contingencia.

Como consideración previa a cualquier maniobra a realizar para traspasarcarga debido a la falla de un interruptor, se deberá coordinar la protección de

sobrecorriente del Alimentador que abastecerá la potencia adicional.

3.1 Contingencia Interruptor Alimentador Nº 1 ( 52C1 )

Interruptor General Alimentador Nº 1 35 Amp.

Corriente Máxima Alimentador Nº 1 26 Amp.

En este caso, el suministro de potencia se deberá realizar traspasando toda lacarga al Alimentador Nº 2. En caso que se requiera, el interruptor general delalimentador Nº 2 (Reconectador KFVME control Form 5), permite que se

realice el cambio de la capacidad a una alternativa más adecuada, en formaprovisoria.



Se deberá realizar las siguientes maniobras en el patio de Media Tensión, parapoder traspasar la carga del alimentador Nº 1 al Nº 2:

• Abrir 89C1-1• Abrir 89C1-2• Abrir FF 5• Cerrar FF 6







3.4 Contingencia Interruptor Alimentador Nº 4 ( 52 C4 )



En este caso, el suministro de potencia se deberá realizar traspasando toda lacarga al Alimentador Nº 3.



Se deberá realizar las siguientes maniobras en el patio y red de distribución deMedia Tensión para poder traspasar la carga del alimentador Nº 4 al Nº 3.

• Abrir 89C4-2• Cerrar M 1• Cerrar D 3

El punto 3.4, presenta el siguiente inconveniente. Cuando se produce lademanda máxima, el alimentador no puede tomar toda la carga del otro, debidoa las limitaciones del tipo de interruptor, por lo que sería necesario limitar elsuministro hasta un máximo de 1.600 KW.

4. CONSIDERACIONES FINALES

Este Plan de Contingencia debe ser revisado y actualizado constantemente deacuerdo a las condiciones operativas de cada unidad generadora y laslimitaciones de largo plazo que pudieran afectar su funcionamiento.

Todas las emergencias originadas por fallas en unidades generadoras, con osin restricción en el suministro a los clientes de Porvenir, deben ser avisadasinmediatamente al Administrador, Jefe de Mantenimiento y Encargado deDistribución, y manejadas de acuerdo a la metodología indicada por este Plande Contingencia hasta la regularización completa de la condición anormal.





ANEXO D


DE PUERTO WILLIAMS

VERSIÓN 2011





PLAN DE CONTINGENCIASPUERTO WILLIAMS

GENERACIÓN

Objetivo

El presente Plan de Contingencias, tiene por objetivo establecer un procedimientogeneral de trabajos a ejecutar ante fallas de los sistemas eléctricos, destinado a disminuir

al máximo el tiempo sin suministro a los clientes conectados a la red de distribución dePuerto Williams, la cual está conformada por tres alimentadores de media tensión ydiecinueve subestaciones.

Antecedentes

Este Plan de Contingencia, considerará los disturbios provenientes de Distribución y deGeneración típicos de la topología actual del sistema de Pto. Williams, es decir, hay tresalimentadores, y que distribuyen la energía a los siguientes sectores:

1. Alimentador Nº 1.-

Este sale del patio de media tensión en dirección sur – norte, hasta el caminoque une Pto. Williams con Caleta Eugenia, en el borde costero y alimentahacia el Este, a las tres pesqueras. Dos de las cuales se encuentran fuera deservicio, las que conforman un total de 5 sub estaciones con 520 KVA enservicio.


Este sale del patio de media tensión en dirección sur – norte, en formaparalela al alimentador N° 1, partiendo en este caso, desde el camino que une

Caleta Eugenia con Pto. Williams, hacia el Oeste. Suministrando energía aun total de 7 subestaciones con 580 Kva en servicio.


Este sale del patio de media tensión y se dirige hacia Villa Ukika, por elcamino de acceso a la central y alimenta a la ciudad entrando por calle





O”higgins, Alimentando toda la ciudad con un total de 9 sub estaciones yuna potencia instalada de 650 KVA, distribuidos en las siguiente subestaciones:O’Higgins n°1 , O’Higgins n°2 , Lewaia ,Teniente Muñoz , Cabo de hornos,Ctc, Vilicic, Liceo, Radio sub estación Ukika.

El sistema de generación, está compuesto por las siguientes unidades con una potenciade:

1. Unidad Nº 1; Caterpillar 3508 B. de 590 kW., como unidad base.2. Unidad Nº 2; Caterpillar 3508 de 730 kW.3. Unidad Nº 3; Caterpillar 3412 de 350Kw4. Unidad N°4; Cummins 4 de 250 Kw.

5. Unidad N°5; Cummins 5 de 250 Kw.6. Unidad N°6; Cummins 6 de 250 Kw.7. Unidad N°7; Detroit 7 de 250 Kw.





INDICE

PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA

INSTRUCCIÓN Nº CONTENIDO PÁGINA

1.1 Falla generación por falta de combustible 3.-

1.2. Falla de una unidad de generación. 3.-

1.3. Apertura de Interruptor Termomagnético unidadGeneradora. 3.-

2.1. Falla Subestación elevadora de 630 kVA. 4.-

2.2 Falla Subestación elevadora de 800 kVA 5.-

2.3 Fusible quemado en patio media tensión. 6.-

1. Falla en Sistema de Generación.

Actualmente el Caterpillar 3508B de 590 kW, es la unidad base del sistema, esdecir, funciona con baja y alta carga, supliéndose con el Cummins 6 en las horaspunta. Adicionalmente se cuenta con un Caterpillar 3508 de 730 kW., y las tresunidades de 230 kW., cada una y mencionadas al inicio de este documento, pararespaldo.

Hay tres tipos de falla que pueden provocar una pérdida del suministro: 1) La queimpida el funcionamiento de las dos unidades Caterpillar, Cummins y Detroit,debido a la falta de combustible por la no llegada del ferry que lo trae desde Pta.Arenas, 2) Por falla de una unidad existente, y 3) Por falla en un equipo en elpatio de media tensión.

1.1.- Pérdida total del suministro por falta de combustible.-

Este caso se produciría solo si el Ferry no llegara por tres semanas consecutivas yaún así, tenemos la disponibilidad de solicitar petróleo a la Armada para estacontingencia. Lo anterior, por que contamos con dos estanques de petróleo diesel,que sumados nos dan un volumen de 80 m3., y nuestra política de utilizacióncorresponde a mantener siempre llenos los estanques, es decir, se rellenasemanalmente.





Cabe hacer presente que el consumo de petróleo diesel varía entre 16 a 20 m3., porsemana, dependiendo de la demanda en época de invierno.

1.2.- Pérdida total del suministro por falla de una unidad de generación.-

En este evento, se deben verificar las alarmas involucradas en la falla y determinar

los motivos de la misma. Una vez hecho lo anterior, conectar las unidades alsistema mediante el cierre de los interruptores de los alimentadores de mediatensión.

Consideraciones generales.

• Verificar causa de detención por falla de la Unidad Generadora.• Operador de turno comunica a Supervisor de Turno.• Verificar y anotar alarmas de cada unidad afectada.• Verificar demanda de cada alimentador y del sistema a la hora de la

caída.

• Puesta en marcha las unidades generadoras disponibles

1.2.1.- Falla de la unidad N° 2.-

Si la unidad N° 2 estaba en servicio y falló, se deberá poner en funcionamiento la

unidad N° 1 con el siguiente procedimiento.

• Verificar que se encuentren abiertos interruptores 52C1, 52C2 y52C3.

• Verificar que se encuentre abierto interruptor G2• Poner en marcha Unidad Generadora Nº 1 (Cat 3508b).• Cerrar interruptor 52G1. Dependiendo de la demanda, colocar en

paralelo Unidad N° 1 con la unida Cummins 6.• Cerrar interruptores 52C3, 52C2 y 52C1, se restaura el servicio

totalmente.

1.2.2.- Falla de la unidad N° 1.-

Ante una falla de la unidad N° 1, se deberá poner en funcionamiento la unidad N° 2

y, dependiendo de la demanda, también la unidad N° 6, con el siguiente

procedimiento.






• Cerrar interruptor 52G1.• Cerrar interruptores 52C3, 52C2 y 52C1, se restaura el servicio

totalmente.• Se repara o reemplaza el transformador.

2.3.- Reponer fusible quemado en patio media tensión.-

En este caso se deberá proceder según lo dispuesto en el procedimiento T-20, delManual del Electricista de Distribución, para el reemplazo de dicho fusible, previaapertura del o los reconectadores que involucren a la falla.

Notas:1) Se adjunta diagrama unilineal Patio Media Tensión

Central Puerto Williams.

Luis Inzulza Guichapane.Mantención Pto. Williams

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