centro de conservaciÓn de energÍa y del ambiente
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CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DEL AMBIENTE CENERGIA
EGASA
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO
DEL SISTEMA DE GENERACIÓN DE LA CENTRALES TÉRMICAS
CHILINA Y MOLLENDO
2019 - 2020
INFORME FINAL
CENERGIA
CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DEL AMBIENTE
EGASA
Arequipa, Diciembre 2018
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
EGASA
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CONTENIDO 1 INTRODUCCIÓN .....................................................................................................6 2 OBJETIVOS .............................................................................................................6
2.1 Objetivo General ..................................................................................................... 6
2.2 Objetivos Específicos .............................................................................................. 7
3 ALCANCES ..............................................................................................................8 4 BASE LEGAL ...........................................................................................................8 5 DEFINICIONES ........................................................................................................9 6 DIAGNÓSTICO GENERAL DEL SISTEMA ............................................................ 13
6.1 Descripción Geográfica del Sistema de Generación Termoeléctrica ..................... 13
6.2 Descripción de las Instalaciones del Sistema de Generación Termoeléctrica ........ 14
6.2.1 Central Térmica Chilina ................................................................................ 14
6.2.2 Central Térmica Mollendo ............................................................................. 17
6.3 Diagrama Unifilar de la Empresa EGASA .............................................................. 19
6.4 Programa de Mantenimiento ................................................................................. 20
6.4.1 Descripción de los Tipos de Mantenimiento Realizados en las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo ......................................................................... 20
6.4.2 Empresas que Brindan Servicios de Mantenimiento y Descripción de los Servicios ....................................................................................................... 21
6.5 Análisis de Fallas en el Sistema ............................................................................ 22
6.5.1 Principales Fallas Ocurridas en la Central Térmica Chilina, Periodo: 2016 - 2018 .................................................................................................. 22
6.5.2 Principales Fallas Ocurridas en la Central Térmica Mollendo, Periodo: 2016 - 2018 .................................................................................................. 24
6.6 Infraestructura y Recursos para Atender Contingencias ........................................ 26
6.6.1 Equipos y Repuestos de Reserva ................................................................. 26
6.6.2 Capacidad Operativa de los Grupos Humanos ............................................. 27
6.6.3 Sistema Logístico ......................................................................................... 29
7 EVALUACIÓN DE RIESGOS OPERACIONALES Y NO OPERACIONALES ......... 35
7.1 Metodología .......................................................................................................... 35
7.1.1 Metodología General para la Identificación y Evaluación de Riesgos ........... 35
7.1.2 Identificación de Peligros y Riesgos.............................................................. 36
7.1.3 Evaluación de Riesgos ................................................................................. 37
7.1.4 Estimación del Riesgo .................................................................................. 39
7.2 Identificación de Riesgos Operacionales ............................................................... 40
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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7.3 Identificación de Riesgos No Operacionales ......................................................... 44
8 IDENTIFICACIÓN DE ELEMENTOS CRÍTICOS Y SITUACIONES CRÍTICAS ...... 45
8.1 Identificación de Elementos Críticos ...................................................................... 45
8.2 Identificación de situaciones críticas ...................................................................... 45
8.3 Identificación de Situaciones Críticas No Operacionales ....................................... 47
9 PLANES DE ACCIÓN PARA LA RECUPERACIÓN DEL SERVICIO ..................... 48
9.1 Planes de Acción en Caso de Contingencias ........................................................ 48
10 ADMINISTRACIÓN DEL PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO ....................... 50
10.1 Organización Encargada de la Administración y Ejecución del Plan de Contingencia Operativo ......................................................................................... 50
10.2 Descripción de las Funciones del Personal que Administra y Ejecuta el Plan de Contingencia Operativa .................................................................................... 51
10.3 Declaración de la Situación de Contingencia y Puesta en Ejecución de los Planes de Acción ................................................................................................... 57
10.4 Notificación a OSINERGMIN ................................................................................. 58
11 CONCLUSIONES ................................................................................................... 60
ANEXOS (Se adjuntan en medio digital)
ANEXO N° 1 : Plano general – ubicación y vías de acceso (Chilina y Mollendo).
ANEXO N° 2 : Diagrama unifilar general de EGASA.
ANEXO N° 3 : Programa de mantenimiento ejecutado
ANEXO N° 4 : Historial de fallas presentadas en las centrales Chilina y
Mollendo.
ANEXO N° 5 : Lista de repuestos disponibles en planta (Chilina - Mollendo).
ANEXO N° 6 : Procedimiento para reponer repuestos.
ANEXO N° 7 : Contratos de pólizas de seguros y SCTR del personal de
EGASA.
ANEXO N° 8 : Procedimiento para adquisición de equipos, repuestos y
materiales.
ANEXO N° 9 : Lista de canales de comunicación.
ANEXO N° 10 : Planes de acción para elementos críticos y situaciones críticas.
ANEXO N° 11 : Anexo fotográfico.
ANEXO N° 12 : Formatos OSINERGMIN.
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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LISTADO DE CUADROS:
Cuadro N° 6.1: Características Técnicas de MCI y Generadores Eléctricos .............. 15
Cuadro N° 6.2: Características Técnicas de la Turbina a Gas y Generador
C.T. Chilina ................................................................................. 16
Cuadro N° 6.3: Unidades de la C.T. de Chilina que cuentan con el sistema Black
Start ........................................................................................... 17
Cuadro N° 6.4: Mínimos Técnicos de las Unidades de las Centrales Termoeléctricas 17
Cuadro N° 6.5: Características de los MCI y sus Generadores – Mollendo ............... 18
Cuadro N° 6.6: Unidades de Generación que Cuentan con el sistema Black Start .... 19
Cuadro N° 6.7: Mínimos Técnicos de las Unidades de las Centrales Termoeléctricas
Chilina y Mollendo ....................................................................... 19
Cuadro N° 6.8: Lista de Empresas que tiene Contratos de Mantenimiento para los
Equipos de las C.T. Chilina y Mollendo .......................................... 21
Cuadro N° 6.9: Fallas más Importantes Registradas Durante el Periodo 2016 - 2018,
C.T Chilina .................................................................................. 23
Cuadro N° 6.10: Fallas más Importantes Registradas Durante el Periodo 2016-2018,
C.T Mollendo............................................................................... 25
Cuadro N° 6.11: Personal Técnico Ubicado en la Central Térmica Chilina ............... 28
Cuadro N° 6.12: Personal Técnico Ubicado en la Central Térmica Mollendo ............ 28
Cuadro N° 6.13: Números Telefónicos de Contacto ............................................... 29
Cuadro N° 6.14: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Activos Fijos ......... 31
Cuadro N° 6.15: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Bienes Menores .... 32
Cuadro N° 6.16: Flujo de Proceso para Movilización de Bienes Patrimoniales .......... 33
Cuadro N° 6.17: Relación de Unidades Móviles de EGASA .................................... 34
Cuadro N° 7.1: Evaluación de Riesgos ................................................................. 37
Cuadro N° 7.2: Criterios para Determinar la Probabilidad de la Contingencia ........... 38
Cuadro N° 7.3: Criterios para Determinar la Magnitud de la Contingencia ................ 38
Cuadro N° 7.4: Niveles de Riesgo en Función a su Probabilidad y Consecuencia ..... 39
Cuadro N° 7.5: Criterios de Efectividad de los Controles ........................................ 40
Cuadro N° 7.6: Identificación de Riesgos Operacionales de las Centrales Térmicas
Chilina y Mollendo – MCI Diesel .................................................... 41
Cuadro N° 7.7: Identificación de Riesgos Operacionales de la Central Térmica Chilina
– Turbogas ................................................................................. 42
Cuadro N° 7.8: Identificación de Riesgos No Operacionales de las Centrales Térmicas
Chilina y Mollendo ....................................................................... 44
Cuadro N° 8.1: Identificación de Elementos Críticos de las Centrales Térmicas Chilina
y Mollendo – MCI Diesel .............................................................. 45
Cuadro N° 8.2: Identificación de Situaciones Críticas Operacionales de las Centrales
Térmicas Chilina y Mollendo ......................................................... 46
Cuadro N° 8.3: Identificación de Situaciones Críticas No Operacionales .................. 47
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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Cuadro N° 9.1: Planes de Acción para Elementos Críticos de las Centrales Térmicas
Chilina y Mollendo ....................................................................... 48
Cuadro N° 9.2: Planes de Acción para Contingencia No Operacionales de las
Centrales Térmicas Chilina y Mollendo .......................................... 49
Cuadro N° 10.1: Integrantes de la Organización que Administra y Ejecuta el ............ 56
LISTADO DE GRÁFICOS:
Gráfico N° 6.1: Vista Aérea de la C.T. Chilina ............................................................. 13
Gráfico N° 6.2: Vista Aérea de la C.T. Mollendo ......................................................... 14
Gráfico N° 7.1: Diagrama de Flujo de La Gestión de Riesgo....................................... 36
Gráfico N° 7.2: Diagrama de Espina para la Identificación y Análisis de Factores de
Riesgo Operativo ............................................................................... 36
Gráfico N° 10.1: Organización al Interior de la Empresa EGASA Encargada de
Administrar y Ejecutar el Plan de Contingencia Operativo ................. 50
Gráfico N° 10.2: Procedimiento de Declaración de Contingencias .............................. 58
Gráfico N° 10.3: Diagrama del Proceso de Notificación a OSINERGMIN ................... 59
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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1 INTRODUCCIÓN
Los sistemas de generación están constantemente expuestos a fallas que pueden ser
causadas por fenómenos naturales, el clima, el envejecimiento normal de las
instalaciones, la acción de terceros, errores humanos, descuidos en el mantenimiento
preventivo u otras prácticas inadecuadas, las cuales puede generar pérdidas
económicas considerables e incluso humanas.
Si revisamos el historial de fallas en una central termoeléctrica, podremos ver que
muchas de ellas pueden ser superadas haciendo uso de procedimientos ya definidos o
elementos de respaldo; sin embargo, existirán también situaciones que requieren de
un esquema de acción que supera los alcances de un “mantenimiento normal” o
equipo de respaldo, ésta es la situación que deberá ser abordada a través de un Plan
de Contingencia Operativo.
La elaboración del Plan de Contingencia, deberá estar basada en un conocimiento
exhaustivo de las condiciones de operación y mantenimiento de las instalaciones, en
una evaluación clara de los riesgos a los que están sometidas las instalaciones y en
un examen de las capacidades de la infraestructura de la empresa para afrontar
contingencias.
En el presente documento EGASA pone a consideración de OSINERGMIN el “Plan de
Contingencia Operativo del Sistema de Generación de la Centrales Térmicas Chilina y
Mollendo”; se ha mantenido el criterio de enmarcar este plan dentro del Sistema de
Gestión Integrado de EGASA, las políticas de operación y mantenimiento y los
compromisos que mantiene esta empresa en los ámbitos de seguridad y medio
ambiente.
2 OBJETIVOS
2.1 Objetivo General
El objetivo general del Plan de Contingencia Operativo (PCO) del Sistema de
Generación de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo, es el de establecer las
acciones, estrategias y procedimientos necesarios para garantizar la continuidad del
suministro eléctrico frente a situaciones de contingencia, falla o deterioro de la unidad
de generación y/o central termoeléctrica, con el propósito de mejorar la confiabilidad,
garantizando así el oportuno suministro de electricidad para los usuarios del SEIN.
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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2.2 Objetivos Específicos
El PCO del Sistema de Generación de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo tiene
los siguientes objetivos específicos:
Garantizar la continuidad de las operaciones de todos los elementos que forman
parte del sistema, especialmente de aquellos que luego de evaluados resulten
críticos.
Definir acciones y desarrollar los procedimientos a ejecutar en caso de fallas de
cualquiera de los elementos que forman parte del sistema, considerando seguridad
y efectividad en las intervenciones. Las acciones a realizar deben planearse
previamente a los hechos para su efectividad. Las decisiones se deben tomar
rápidamente durante el periodo de recuperación del servicio.
Conducir a un sistema efectivo y eficiente de restablecimiento y preservación del
servicio, para la protección de la vida, la propiedad y el medio ambiente; así como
disminuir el riesgo del sistema.
Definir los criterios y desarrollar los procedimientos para que los responsables de
esta actividad utilicen los recursos humanos y materiales de forma ordenada,
reduciendo al mínimo los efectos adversos.
Estar orientado a cumplir las funciones básicas siguientes:
Garantizar la continuidad del sistema eléctrico priorizando la salud y la
seguridad de la población y del personal técnico en la zona geográfica
afectada.
Planificar un sistema eficiente de fuentes alternativas para suministrar energía
temporal hasta que se supere la contingencia en la Zona afectada.
Organizar la empresa para administrar situaciones de contingencias;
Diseñar un plan de comunicaciones para brindar rápidamente información:
medios de comunicación, OSINERGMIN, MINEM, Defensa Civil, Policía,
Bomberos, Hospitales, otras autoridades y a su propio personal.
Posibilitar el suministro eléctrico a un nivel aceptable de calidad en el menor
tiempo posible.
Minimizar los tiempos de reposición del servicio normal.
Evitar la repetición de contingencias similares.
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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3 ALCANCES
El PCO de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo, contempla eventos que pueden
ocasionar la interrupción del servicio eléctrico. Dichos eventos pueden tener las
siguientes causas: fallas internas, fallas humanas, fenómenos naturales o actos de
terceras personas.
El PCO, involucra al equipamiento e instalaciones de generación contenidas dentro de
las centrales y que se relacionan y afectan directamente la actividad de generación de
energía, es decir, los sistemas de suministro y almacenamiento de combustible, los
sistemas de bombeo de combustible, los motores de combustión interna, turbinas a
gas, sistemas de comando hidráulico o eléctrico/electrónico, equipos para regulación,
sistemas de medición y todo aquel sistema, estructura o equipo dentro de las
instalaciones cuya falla pueda afectar la correcta operación de la central.
4 BASE LEGAL
La elaboración del Plan de Contingencia Operativo de la Centrales Térmicas Chilina y
Mollendo, se ha elaborado en base a los lineamientos descritos en la Resolución de
Consejo Directivo Nº 264-2012-OS/CD, de OSINERGMIN, que aprueba el
“Procedimiento para la Supervisión de los Planes de Contingencias Operativos en el
Sector Eléctrico”.
Así también, el presente documento está enmarcado dentro de la siguiente base legal:
Decreto Ley Nº 25844: Ley de Concesiones Eléctricas y modificatorias (LCE).
Decreto Supremo Nº 009-93-EM: Reglamento de la Ley de Concesiones
Eléctricas y sus modificatorias (RLCE).
Ley Nº 26734: Ley del Organismo Supervisor dela Inversión en Energía y sus
modificatorias.
Ley Nº 27332: Ley Marco de Organismos Reguladores de la Inversión Privada en
Servicios Públicos.
Ley Nº 27699: Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional del Organismo
Supervisor de la Inversión en Energía y Minería– Artículo 3º.
Ley Nº 28832: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación
Eléctrica.
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DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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D.S Nº 054-2001-PCM: Reglamento General del Organismo Supervisor de la
Inversión en Energía y Minería - Artículo 33º.
Resolución de Consejo Directivo Nº 205–2009-OS/CD: Reglamento de
Supervisión de las Actividades Energéticas y Mineras de OSINERGMIN o la que la
sustituya.
Resolución de Consejo Directivo Nº 028-2003-OS/CD – Escala de Multas y
Sanciones de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica.
Resolución de Consejo Directivo Nº 091-2006-OS/CD: Procedimiento para la
supervisión y fiscalización del performance de los sistemas de transmisión.
Resolución de Consejo Directivo Nº 304-2009-OS/CD: Procedimiento para la
supervisión y fiscalización del desempeño de las unidades de generación
despachadas por el COES.
Resolución de Consejo Directivo Nº 220-2010-OS/CD: Procedimiento para la
supervisión de la operatividad de la generación de sistemas eléctricos aislados.
Ley Nº 27444: Ley del Procedimiento Administrativo General.
Otras Normas Técnicas y Administrativas aplicables.
5 DEFINICIONES
Las siguientes definiciones se han obtenido de procedimientos internos de EGASA, así
como de glosarios de terminología procedentes de OSINERGMIN y el COES.
RESPECTO A PLANES DE CONTINGENCIA
Contingencia: Se refiere a la pérdida intempestiva de uno o más elementos del
sistema de transmisión o unidades de generación; así como a la pérdida de bloques
de demanda, ocasionada por una falla u otro evento.
Contingencia Operativa: Es la contingencia causada por una falla en los equipos,
falla humana, fenómeno natural o por actos provocados por terceros, que afecta
cualquiera de las partes del sistema de generación; también se entiende cono una falla
inesperada o salida no programada de un componente del sistema, que afecta la
continuidad del servicio.
Continuidad del Servicio: Mantener el servicio en condiciones normales de
operación.
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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Evaluación de Riesgos: Tiene como objetivo principal identificar los elementos y
situaciones críticas que puedan producir contingencias, afectando las condiciones, de
seguridad del servicio; para ello, se deberán tener en cuenta las causas de las
interrupciones, que pueden ser climáticos (desastres naturales), humanos, operativos,
etc.
Elemento Crítico: Elemento del sistema eléctrico, cuya falla puede producir una
contingencia.
Identificación de Riesgos: Proceso mediante el cual se reconoce que existe un
peligro y se define la probabilidad de que cause una contingencia.
Mantenimiento correctivo: Corresponde a aquel mantenimiento que necesita ser
iniciado dentro de los siguientes doce (12) días de detectada la anomalía y
comunicada al COES y podrá ser incluido en los programas de mantenimiento de
horizonte de corto plazo.
Mantenimiento correctivo de emergencia: Mantenimiento de instalaciones del
sistema que debe efectuarse de inmediato, ante la falla de un equipo o la inminencia
de una falla en un equipo o componente del mismo, a fin de evitar consecuencias
graves.
Mantenimiento correctivo programado: Es el mantenimiento en las instalaciones del
sistema de necesidad urgente, pero que su oportunidad de intervención debe ser
coordinado y programado por la División de Planeamiento y Programación del COES
(DPP). El resultado de esta coordinación es considerado en la programación o
reprogramación diaria.
Mantenimiento diario programado: Mantenimiento de un equipo determinado
aprobado por la DPP y considerado en los programas de operación del sistema.
Mantenimiento mayor: Actividad cuya ejecución requiere el retiro total de la unidad
generadora o equipo principal de transmisión durante un período superior a horas.
Mantenimiento no programado: Actividad que está indicada en el programa de
mantenimiento.
Mantenimiento preventivo: Consiste en realizar actividades que son ejecutadas con
periodicidad, sobre la base de un plan de trabajo elaborado por los integrantes para
cada uno de los equipos y que normalmente involucran las tareas recomendadas por
los fabricantes, con el objeto de reducir la probabilidad de daños en el equipamiento
y/o pérdidas de producción.
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DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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Mantenimiento programado: Actividad que está indicada en el programa de
mantenimiento. Se refiere al mantenimiento de un determinado equipo aprobado por el
COES- SINAC y considerado en los programas de operación del sistema.
Mantenimiento que requiere que el equipo sea retirado del servicio por un tiempo
prefijado, el cual es realizado para fines de construcción, mantenimiento preventivo
(propuesto por los Integrantes del Sistema o sus representantes y aprobado en el
COES-SINAC para su programación), reparación, entre otros.
También se refiere a los mantenimientos que no involucra salida de servicio de
equipos, pero que implican riesgos para el Sistema, como por ejemplo lavados en
caliente, inspección en caliente de sistemas de protección, equipos de
comunicaciones, servicios auxiliares, entre otros.
Plan de Acción: Relación de actividades que la Empresa prevé ejecutar para superar,
en forma provisional o definitiva, una contingencia.
Plan de Contingencia Operativo: Documentos que contienen principalmente la
descripción de las áreas geográficas del sistema eléctrico en los que podrían ocurrir
contingencias; la Evaluación de Riesgos de las instalaciones en operación; los
Elementos Críticos y Situaciones Críticas; los Planes de Acción; el inventario de
Equipos y Repuestos de Reserva. Los Planes de Contingencias Operativos son
elaborados de acuerdo a los Lineamientos establecidos por el OSINERGMIN.
Peligro: Situación, condición o actividad, con capacitad de producir una contingencia.
Prevención: Conjunto de actividades o medidas adoptadas o previstas en todas las
fases de actividad de la empresa con el fin de evitar o disminuir los riesgos derivados
de la operación.
Probabilidad: Valoración de la frecuencia con que puede materializarse un riesgo
operativo.
Riesgo: Combinación de la frecuencia o probabilidad y de las consecuencias que
pueden derivarse de la materialización de un peligro.
Riesgo Trivial: Nivel del riesgo que no requiere acción específica.
Riesgo Tolerable: Nivel de riesgo del que se deriva la necesidad de mejorar la acción
preventiva. Requiere comprobaciones periódicas para asegurar que se mantiene la
eficacia de las medidas de control.
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DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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Riesgo Moderado: Nivel de riesgo que indica la necesidad de hacer esfuerzos para
reducir el riesgo. Las medidas de control para reducir el riesgo deben implantarse en
un período determinado.
Riesgo Importante: Nivel de riesgo que exige no comenzar la operación hasta que se
haya reducido el riesgo detectado. Cuando del riesgo corresponda a un trabajo que se
está realizando, debe remediarse el problema en un tiempo inferior al de los riesgos
moderados.
Riesgos Intolerables: Nivel de riesgo que exige no comenzar ni continuar la
operación hasta que se haya reducido el riesgo detectado. Si no es posible reducir el
riesgo, incluso con recursos ilimitados, debe prohibirse la operación.
Situación Crítica: Es una situación natural o accidental cuya ocurrencia puede
producir una contingencia.
RESPECTO AL SISTEMA DE GESTIÓN INTEGRADO
Sistema de Gestión Integrado: Un sistema de gestión es un grupo de elementos
interrelacionados usados para establecer la política y los objetivos y para cumplir estos
objetivos.
Este incluye la estructura de la organización, la planificación de actividades, las
responsabilidades, las prácticas, los procedimientos, los procesos y los recursos.
El Sistema de Gestión Integrado DE EGASA está conformado por el Sistema de
Gestión de la Calidad (ISO 9001:2000), el Sistema de Gestión Ambiental (ISO
14001:2004) y el Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional (OHSAS
18001:1999).
RESPECTO A LA LOGÍSTICA
Recursos: Son todos los elementos necesarios e imprescindibles para realizar el
Proceso de Generación de Electricidad, incluyéndose en estos la materia prima,
infraestructura, equipos y maquinaria a utilizar y el personal que operará y controlará
las diferentes unidades.
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DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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6 DIAGNÓSTICO GENERAL DEL SISTEMA
6.1 Descripción Geográfica del Sistema de Generación Termoeléctrica
a. Central Térmica Chilina
La Central Térmica Chilina se encuentra ubicada en el Departamento de Arequipa,
Provincia de Arequipa, Distrito del Cercado, Localidad de Chilina a una altitud de
2,352.7 m.s.n.m., UTM zona 19, coordenadas 228287 E, 8191596 N, el plano de
ubicación se presenta en el Anexo N° 1: “Plano General – Ubicación y Vías de acceso
- Chilina”.
Gráfico N° 6.1: Vista Aérea de la C.T. Chilina
b. Central Térmica Mollendo
La Central Térmica Mollendo se localiza en el Departamento de Arequipa, Provincia de
Islay, distrito de Mollendo, localidad de Pampas de Pucara, a una altitud de50
m.s.n.m., UTM zona 19, coordenadas 224936 E, 8090102 N, el plano de ubicación se
presenta en el Anexo N° 1: “Plano General – Ubicación y Vías de acceso - Mollendo”.
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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Gráfico N° 6.2: Vista Aérea de la C.T. Mollendo
6.2 Descripción de las Instalaciones del Sistema de Generación Termoeléctrica
6.2.1 Central Térmica Chilina
La central térmica Chilina inicio sus operaciones en el año 1951, actualmente existen 3
unidades para la generación eléctrica: dos grupos diésel y una turbina a gas. La
potencia efectiva de la central es de 21.89 MW.
En las siguientes secciones se presentara las principales características de sus
instalaciones.
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DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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a) Características de los principales equipos de la Central Térmica
Chilina
La central térmica Chilina está compuesta por dos motores de reciprocantes y una
turbina a gas, que operan con Diésel B5 como combustible. Las características de los
equipos de generación se presentan en los Cuadros N° 6.1 y N° 6.2.
Cuadro N° 6.1: Características Técnicas de MCI y Generadores Eléctricos
C.T. Chilina
Grupo Código G2060 G2061
Motor
Nombre SLZ1 SLZ2
Marca CCM - SULZER CCM - SULZER
Modelo 12ZV - 40 - 48 12ZV - 40 - 48
Fabricante CCM - SULZER CCM - SULZER
Año 1984 1984
Velocidad 514 RPM 514 RPM
Potencia efectiva 5.31* MW 4.82* MW
Nro. de Cilindros 12 12
Combustible Utilizado Diésel B5 Diésel B5
Generador
Marca C.E.M. C.E.M.
Modelo MWPD 270-43/14 MWPD 270-43/14
Fabricante C.E.M. C.E.M.
Año 1985 1985
Velocidad 514 RPM 514 RPM
Potencia 5.23 MW 5.23 MW
Frecuencia 60 Hz 60 Hz
FP de diseño 0.8 0.8
Tensión 10.4kV 10.4kV
Amperaje 363 A 363 A
(*) EPEyR de enero del 2017
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
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Cuadro N° 6.2: Características Técnicas de la Turbina a
Gas y Generador C.T. Chilina
Grupo Código G2057
Turbina a
Gas
Nombre CCOMB
Marca AEG KANIS
Modelo Ms - 5001 P
Fabricante AEG KANIS
Año 1975
Velocidad 5100 RPM
Potencia efectiva 11.76* MW
Combustible Diésel B5
Generador
Marca AEG TELEFUNKEN
Modelo SU 1090 L4 / 2ED
Fabricante AEG TELEFUNKEN
Año 1981
Velocidad 3600 RPM
Potencia 25.6 MW
Frecuencia 60 Hz
FP de diseño 0.8
Tensión 13.8kV
Amperaje 1339 A
(*) En base al EPEyR del CC AEG de enero del 2017
b) Sistema de Arranque Autónomo o Black Start
En el caso de presentarse alguna contingencia que interrumpa la continuidad del
servicio, resulta conveniente tener un sistema de arranque autónomo que permita el
reinicio de las operaciones de la unidad de generación en forma aislada, el proceso de
restauración de un sistema de potencia se denomina Arranque Autónomo o Black
Start. El Cuadro 6.3 muestra que unidades cuentan con el sistema Black Start.
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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Cuadro N° 6.3: Unidades de la C.T. de Chilina que cuentan
con el sistema Black Start
Central Grupo Posee sistema
Black Start
Chilina
Sulzer 1 No
Sulzer 2 No
Turbogas No
c) Mínimos Técnicos
Las unidades de generación de la C.T. Chilina presentan los parámetros de operación
considerados como mínimos técnicos, mostrados en el Cuadro N° 6.4.
Cuadro N° 6.4: Mínimos Técnicos de las Unidades de las
Centrales Termoeléctricas
Central Grupo
Carga
mínima
(MW)
Tiempo en
carga
Mínima
(horas)
Tiempo mínimo
entre arranques
sucesivos
(horas)
Tiempo en
alcanzar plena
carga desde
sincronización
(min)
Chilina
Sulzer 1 4.5 24 0 60
Sulzer 2 4.5 24 0 60
Turbogas 11.76 4 4 15
6.2.2 Central Térmica Mollendo
Central Térmica Mollendo inicio sus operaciones en el año 1999, cuenta con tres
grupos de generación del tipo motor reciprocante, con una potencia efectiva de total
como central de 24.47 MW.
Las principales características de los equipos de generación se presentan en la
sección b.1.
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
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a) Características de los Principales Equipos de la Central Térmica
Mollendo
La central térmica Mollendo está compuesta por 3 motores de combustión interna. Las
principales características de los equipos de generación se presentan en el Cuadro N°
6.5.
Cuadro N° 6.5: Características de los MCI y sus
Generadores – Mollendo
Grupo Código G2062 G2063 G2064
Motor
Nombre GD1 GD2 GD3
Marca MIRLEES
BLACKSTONE
MIRLEES
BLACKSTONE
MIRLEES
BLACKSTONE
Modelo 16MB 430 16MB 430 16MB 430
Fabricante MIRLEES
BLACKSTONE
MIRLEES
BLACKSTONE
MIRLEES
BLACKSTONE
Año 1996 1996 1997
Velocidad 514 RPM 514 RPM 514 RPM
Potencia
efectiva* 8.18 MW 8.13 MW 8.16 MW
Nro. de
Cilindros 16 16 16
Combustible Diésel B5 Diésel B5 Diésel B5
Generador
Marca BRUSH BRUSH BRUSH
Modelo BSM140,168/14 BSM140,168/14 BSM140,168/14
Fabricante BRUSH BRUSH BRUSH
Año 1997 1997 1997
Velocidad 514 RPM 514 RPM 514 RPM
Potencia 10.57MVAR 10.57MVAR 10.57MVAR
Frecuencia 60 Hz 60 Hz 60 Hz
Coseno 0.8 0.8 0.8
Tensión 13.8kV 13.8kV 13.8kV
Amperaje 553A 553 A 553 A
(*)EPEyR de noviembre del 2017.
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b) Sistema de Arranque autónomo o Black Start
Para el caso de la Central Térmica Mollendo en el Cuadro 6.6, se presenta la
disponibilidad del sistema Black Star.
Cuadro N° 6.6: Unidades de Generación que Cuentan con
el sistema Black Start
Central Grupo Posee sistema
Black Start
Mollendo
MB1 No
MB2 No
MB3 No
c) Mínimos Técnicos
Las unidades de generación de la C.T. Mollendo presentan los parámetros de
operación considerados como mínimos técnicos en el Cuadro N° 6.7.
Cuadro N° 6.7: Mínimos Técnicos de las Unidades de las
Centrales Termoeléctricas Chilina y Mollendo
Central Grupo
Carga
mínima
(MW)
Tiempo en
carga Mínima
(horas)
Tiempo mínimo
entre arranques
sucesivos
(horas)
Tiempo en
alcanzar plena
carga desde
sincronización
(min)
Mollendo
MB1 8.91 24 4 64
MB2 8.97 24 4 64
MB3 8.87 24 4 64
6.3 Diagrama Unifilar de la Empresa EGASA
El Diagrama Unifilar de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo se presenta en el
Anexo N° 2: “Diagrama Unifilar General de EGASA”.
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6.4 Programa de Mantenimiento
6.4.1 Descripción de los Tipos de Mantenimiento Realizados en las
Centrales Térmicas Chilina y Mollendo
El programa de mantenimiento de las Centrales Térmicas de EGASA, ha sido
diseñado teniendo como objetivo principal el de mantener la funcionalidad del sistema
como un conjunto. Se ha brindado especial importancia a aquellos sistemas, que por
experiencia ocurridas en otras empresas, han provocado contingencias importantes,
conservarlos en condiciones que les permita cumplir con las funciones requeridas
dentro de un marco económico óptimo y de acuerdo a las normas técnicas y
procedimientos de seguridad establecidos.
El plan de mantenimiento que EGASA ha implantado en sus instalaciones, comprende
los siguientes tipos de mantenimiento:
a) Mantenimiento Preventivo: Consiste en realizar actividades que son ejecutadas
con periodicidad, sobre la base de un plan de trabajo elaborado para cada uno de
los equipos e involucran las tareas recomendadas por los fabricantes, cuyas
actualizaciones de frecuencia y actividades incluyan la experiencia y datos
históricos de mantenimientos anteriores, con el objeto de reducir la probabilidad de
daños en el equipamiento y/o pérdidas de producción.
i. Mantenimiento Periódico: mantenimiento que se basa en realizar
intervenciones periódicas sobre los equipos, teniendo en cuenta que todas
las partes de un mecanismo se desgastan en forma desigual y es necesario
atenderlas para garantizar su buen funcionamiento, requiere de un
programa de actividades (revisiones y lubricación) con el fin de anticipar las
posibles fallas del equipo.
ii. Mantenimiento Predictivo: Es el mantenimiento programado y planificado
con base en el análisis, muestreo y registro de variables que determinan el
estado de la máquina y que se monitorean para predecir la falla; tales
variables pueden ser: nivel de vibraciones, temperatura, presión, velocidad,
etc.
iii. Mantenimiento Autónomo: Está compuesto por un conjunto de
actividades que se realizan periódicamente dentro de las cuales se tiene las
inspecciones, limpieza, lubricación, etc., y son desarrollados por el personal
de operación.
b) Mantenimiento Correctivo: Actividad que se realiza con la finalidad de superar la
presencia de una operación anormal o una avería en un equipo o en sus
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componentes y que origina las limitaciones en el funcionamiento y podría
ocasionar la indisponibilidad parcial o total del mismo.
i. Mantenimiento Correctivo Programable: Mantenimiento que está
indicado en los programas de mantenimiento anual, mensual, semanal y
sus respectivas actualizaciones, planificados anticipadamente.
Mantenimiento de Emergencia: Mantenimiento que no ha sido considerado en
los programas de mantenimiento y que es necesaria su ejecución inmediata con el
fin de restablecer la operatividad de los equipos.
En el Anexo N° 3, se muestra el programa de mantenimiento ejecutado entre el 2018
y el detalle de los planes de mantenimiento.
6.4.2 Empresas que Brindan Servicios de Mantenimiento y Descripción
de los Servicios
Sobre los mantenimientos más importantes realizados a las unidades de generación
(motores reciprocantes y turbinas a gas), EGASA convoca licitaciones para establecer
los contratos de mantenimiento y suministro de repuestos, estas actividades están
reguladas por el Procedimiento N° 008– Revisión 14: “Procedimiento para el control y
seguimiento de procesos de selección”; de esta manera se puede cubrir los
mantenimientos que son de orden crítico y puede aprovisionarse de repuestos que no
pueden encontrarse fácilmente en el mercado nacional.
Para los mantenimientos menores, mantenimientos de equipos auxiliares, líneas y
mantenimientos predictivos, EGASA dispone de contratos con las empresas que se
muestran en el Cuadro N° 6.8.
Cuadro N° 6.8: Lista de Empresas que tiene Contratos de
Mantenimiento para los Equipos de las C.T. Chilina y Mollendo
Empresa Servicio
WÄRTSILÄ PERÚ S.A.C. Suministro de repuestos para las unidades de Generación SULZER de la C.T. Chilina
L & M DISISMUL EIRL Actualización del sistema de visualización y
control de la Central Térmica Mollendo
MAN DIESEL & TURBO PERU SAC Mantenimiento del motores MIRRLEES de la
Central Térmica Mollendo
ABB SA Adquisición de repuestos y servicio de
rehabilitación a turbocompresores de las unidades SULZER de la CT Chilina
THERMOTEK INGENIEROS EIRL Análisis de aceite dieléctrico en
transformadores de potencia de las centrales de EGASA
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6.5 Análisis de Fallas en el Sistema
6.5.1 Principales Fallas Ocurridas en la Central Térmica Chilina, Periodo:
2016 - 2018
En el Cuadro 6.9 se muestran las principales fallas ocurridas en la Central Térmica
Chilina durante el periodo 2016-2018, del análisis de fallas se pueden obtener las
siguientes conclusiones:
- El tiempo de restablecimiento de las condiciones normales de operaciones menor
a 24 horas en la mayoría de los casos.
- Se observa que son los motores de combustión interna los equipos que mayor
cantidad de fallas presentan debido a que son los que operan constantemente en
la central durante el año, al contrario de lo que sucede con la unidad turbogas.
- Los problemas que produjeron las fallas, no muestran una periodicidad en el
tiempo.
- La contingencia más grave se dio el 16 de mayo 2017, en los inyectores de la
bomba de agua de refrigeración de la unidad Sulzer1, con una duración de 23.3
horas.
Durante la presentación de las fallas, se pudo observar el correcto accionar del
personal de la planta para ejecutar el plan de contingencias, lográndose superarlas en
tiempos razonables.
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Cuadro N° 6.9: Fallas más Importantes Registradas Durante el Periodo 2016 - 2018, C.T Chilina
Ítem Descripción de la Falla
Fecha y Hora Tiempo en
Reponer el
Servicio (horas)
Causa de la Falla Acciones (medidas
correctivas) Dificultades Presentadas Inicio Fin
1 Desconexión del motor SZL 1 28/01/2016
02:54:00 p.m. 28/01/2016
04:52:00 p.m. 1.97
Falsa señal del sensor por ensuciamiento de detector de gases
Se procedió a la verificación del sensor detector de gases en el cárter, se procedió con el desarmado y limpieza del sensor detector de gases
Restricción de potencia de 5
MW
2 Fuera de servicio grupo Sulzer 2 por falla de engrase de cilindros
24/06/2016 10:00:00 a.m.
25/06/2016 08:44:00 a.m.
22.7 Bomba de lubricación trabada Personal de mantenimiento procede a cambiar bomba de lubricación trabada.
Restricción de potencia de 5
MW
3 Fuera de servicio grupo Sulzer 1 por falla en el tablero de control de bombas
30/09/2016 07:45:00 a.m.
30/09/2016 12:04:00 p.m.
4.3 Llave termo magnética de tablero de control presenta un falso contacto
Personal de mantenimiento procede a revisar tablero de servicios auxiliares, encontrando que una llave termo magnética de control de bombas de aguas se encuentra suelta. Se procede a revisar borneras y ajustar cableado.
Restricción de potencia de 5
MW
4 Alarma de presencia de vapor en el cárter
25/11/2016 08:37:00 a.m.
26/11/2016 10:41:00 a.m.
2.0
Obstrucción en el lado sensor por contaminación de hollín y partículas de polvo, detector de niebla de aceite en el cárter.
Se procede a retirar el sensor detector de presencia de gases en el cárter, para su revisión y limpieza general.
Restricción de potencia de 5
MW
5 Fuera de servicio grupo Sulzer 1 por falla en la bomba de refrigeración de inyectores.
16/05/2017 10:30:00 a.m.
19/05/2017 09:50:00 a.m.
23.3 Bomba de agua de refrigeración de inyectores presenta falla.
Se procede a reparar bomba, cambiando sellos mecánicos
Restricción de potencia de
4.9 MW
6 Fuera de servicio grupo Sulzer 2 por alta temperatura de agua de cilindros
18/05/2017 12:52:00 p.m.
18/05/2017 04:27:00 p.m.
3.6 Falso contacto en conexión de sensores de temperatura de agua de cilindros
Se procede a revisar los conectores de los sensores de temperatura de agua de cilindros. Se procede a su limpieza y ajuste final.
Restricción de potencia de
4.6 MW
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6.5.2 Principales Fallas Ocurridas en la Central Térmica Mollendo,
Periodo: 2016 - 2018
En el Cuadro 6.10 se muestra las principales fallas ocurridas en la Central Térmica
Mollendo durante el periodo 2016–2018. Del análisis de fallas se pueden obtener las
siguientes conclusiones:
El tiempo de restablecimiento de las condiciones normales de operaciones menor
a 24 horas en la mayoría de los casos.
Los problemas que produjeron las fallas, no muestran una periodicidad en el
tiempo.
La contingencia más grave se dio el 22 de mayo 2016 con la desconexión manual
del motor MB2 por presentar temperaturas altas en los gases de escape, lo que
suscitó una parada de 40.9 horas.
Durante la presentación de las fallas, el personal de la planta actuó de forma correcta,
logrando superar las fallas y restablecer el servicio eléctrico en un tiempo razonable.
Para acceder al detalle completo del historial de fallas del periodo 2016 - 2018, ver el
Anexo N° 4.
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Cuadro N° 6.10: Fallas más Importantes Registradas Durante el Periodo 2016-2018, C.T Mollendo
Ítem Descripción de la Falla
Fecha y Hora Tiempo en Reponer el
Servicio (horas)
Causa de la Falla Acciones (medidas
correctivas) Dificultades Presentadas Inicio Fin
1 Desconexión manual del motor MB2 por presentar temperatura alta de gases de escape del motor
22/05/2016 04:29:00 p.m.
24/05/2016 09:21:00 a.m.
40.9
turbocompresor sucio y válvula reguladora de presión de combustible descalibrada
Lavado de turbocompresor, asimismo se continua con la revisión de la válvula reguladora de presión de combustible procediendo a regular la mencionada válvula a 5 bar
Restricción de potencia de 10
MW
2 Fuera de servicio motor MB3 por presión baja de agua de camisas de motor
22/05/2016 06:46:00 p.m.
23/05/2016 05:40:00 p.m.
22.9 Soltura mecánica del sensor detector de presión de agua de camisas
Se procedió a la verificación del sensor detector de presión de agua de camisas, desarmado y limpieza del sensor detector. Asimismo se compensa agua de refrigeración
Restricción de potencia de 10
MW
3 Fuera de servicio grupo Mirrless 2 por diferencia de velocidades en tableros de control
16/10/2016 02:06:00 a.m.
16/10/2016 01:32:00 p.m.
11.4
Lectura de velocidad indicada en LCP no coincidió con lectura de velocidad indicada en SCADA
se procede a revisar tablero LCP, verificando conexionado y cableado, verifica que señales en pantalla SCADA estén correctos
Restricción de potencia de 10
MW
4 Sale de servicio el grupo MB1 por falsa señal de baja presión de agua y aceite
04/06/2017 11:39:00 p.m.
05/06/2017 05:51:00 p.m.
18.2
Remota 2 pierde comunicación de forma intermitente y por un lapso muy corto con el PLC, ocasionando la salida del grupo.
Se procede a cambiar la tarjeta de comunicación de la remota, para monitorear su funcionamiento y descartar su posible falla.
Restricción de potencia de 4.6 MW
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6.6 Infraestructura y Recursos para Atender Contingencias
6.6.1 Equipos y Repuestos de Reserva
a. Inventario de Repuestos
Sobre el stock de repuestos con que se cuenta, se encuentran inventariados y
almacenados en planta. La facilidad y/o dificultad de acceso para su traslado son
controladas por personal de logística y personal de emergencia de EGASA.
El Anexo N° 5, contiene la lista de repuestos que actualmente están disponibles en el
almacén de planta.
b. Procedimiento para Reponer los Repuestos
Logística establecerá y ejecutará las medidas de seguimiento administrativo que se
deban efectuar al proceso de adquisición de repuestos, desde la emisión de los
Pedidos de Compra hasta la recepción de los repuestos.
Para esto, EGASA dispone del “Procedimiento N° 009 – Revisión N° 5:
Procedimientos de Operación y Control de Almacenes”, el cual establece el
conjunto de acciones que tienen por finalidad mantener la continuidad del
abastecimiento, reponiendo las existencias consumidas, a fin de tener disponibilidad
oportuna de los materiales.
El Procedimiento Nº 009, establece el Nivel Máximo de Stock, Stock Mínimo y Stock
de Seguridad. El procedimiento establece que sólo deberá haber stock de seguridad
para materiales tipo A (alto consumo) o para Ítems Críticos, que son materiales cuya
ausencia podría ocasionar la paralización de procesos operativos vitales a la
organización u ocasionar severos daños a los mismos.
El Procedimiento N° 009 – Revisión N° 5 de EGASA, se registra en el Anexo N° 6.
c. Ubicación Estratégica de los Repuestos
Una de las fortalezas de EGASA es la ubicación de sus plantas de generación (revisar
Anexo N° 1), a las cuales se accede fácilmente y se ubican cerca de ciudades desde
donde se puede aprovisionar de repuestos, materiales y tener acceso a recursos en
casos de ser necesarios. En el caso de las centrales térmicas Chilina y Mollendo, se
ha implementado un sistema logístico simple, de bajo costo y eficiente.
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d. Facilidades de Traslado de Repuestos y Herramientas
La planta cuenta con un stock de repuestos que continuamente se están revisando,
para garantizar su disponibilidad y compatibilidad en caso de contingencia. Los
repuestos se encuentran inventariados y almacenados en planta, la facilidad y/o
dificultad de acceso para su traslado son controladas por personal de logística y
personal de emergencia de EGASA.
En la actualidad, no se cuenta con algún acuerdo o convenio con empresas del sector,
para colaboración en casos de emergencias por contingencias en los sistemas de
generación, transmisión o subestaciones de EGASA.
6.6.2 Capacidad Operativa de los Grupos Humanos
a. Personal Técnico Disponible en las Centrales Térmicas
EGASA dispone de recursos humanos que tiene una capacidad operativa adecuada
para superar las contingencias operativas que se presenten.
Para atender la operación y mantenimiento de las centrales de generación térmica,
EGASA cuenta con el personal siguiente:
Gerente de Generación
Jefe División Térmica
Jefe Mantenimiento Térmico
Jefe de Turno del Centro de Control
Operadores de Centrales
Electricistas
Mecánicos
La automatización de las centrales, ha simplificado los niveles de responsabilidad del
personal y optimizado el número de personal de operaciones.
Así también, EGASA dispone de una estructura organizacional adecuada para atender
las contingencias que se presenten, esta estructura comprende cargos administrativos
y operativos, los cargos operativos se refieren al personal técnico encargado del
manejo y mantenimiento de las unidades, que a su vez se encargaran de ejecutar los
planes de acción en caso de contingencias.
La evaluación de la capacidad operativa y experiencia del personal, es un requisito
para trabajar en las instalaciones de EGASA, esta labor es encargada al departamento
de recursos humanos, según los requerimientos de personal de las diferentes áreas.
EGASA conduce un programa anual de capacitación mediante el cual entrena a su
personal de acuerdo a sus funciones y responsabilidades. Todo el personal es
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evaluado periódicamente para determinar su nivel de conocimientos, experiencia y
requerimientos de capacitación. El año 2018, el programa de capación dirigido al
personal de EGASA, relacionado con la aplicación de los Planes de Contingencia
Operativos, llegó a sumar las siguientes horas:
- Gerencia Generación: 368 horas
- División Térmica: 326 horas
- Dpto. Mantenimiento Térmico: 233 Horas
El programa de capacitación, incluye temas referentes al Sistema de Gestión
Integrado, valores institucionales, cursos técnicos y de administración.
El personal técnico disponible que poseen las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo
se presenta en los Cuadros N° 6.11, N° 6.12 y N° 6.13.
Cuadro N° 6.11: Personal Técnico Ubicado en la Central Térmica Chilina
Personal Nombres Cargo Experiencia
Emergencia
Muñoz Guardia Camilo Mecánico de mantenimiento 37
Suaña Mamani Valeriano Mecánico de mantenimiento 2
Martínez Flores José Electrónico 38
Rogelio Quimper Bravo Electricista 1
Operaciones Gama Chuquicondor Ricardo Operador Sulzer 35
Tacusi Cuno Félix Operador Sulzer 38
Cuadro N° 6.12: Personal Técnico Ubicado en la Central Térmica Mollendo
Personal Nombres Cargo Experiencia
Emergencia Miranda Díaz Edgar Mecánico de mantenimiento 20
Saavedra Sotomayor Guillermo Electricista 30
Operaciones Chiri Pérez Mario Operador Mirrless 29
Torres Belzu Juan Operador Mirrless 21
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Cuadro N° 6.13: Números Telefónicos de Contacto
Central Nombres Números de contacto
Chilina
Muñoz Guardia Camilo 944998919
Martínez Flores José 958319681
Rogelio Quimper Bravo 965727891
Mollendo
Miranda Díaz Edgar 958319686
Saavedra Sotomayor Guillermo 958319690
Chiri Pérez Mario 958319690
Torres Belzu Juan 958319690
b. Elementos de Protección del Personal Técnico
EGASA tiene una política de cuidado del bienestar físico del personal que labora
dentro de sus instalaciones realizando actividades de operación, mantenimiento y
atención de contingencias, para ello brinda todas las facilidades en lo que se refiere a
equipos de protección personal, pólizas y seguros de salud.
Al ingresar a trabajar en las instalaciones de la central, el personal es dotado de
implementos de seguridad y cada vez que requiera un cambio de estos por desgaste o
deterioro, puede solicitarlo a su jefatura inmediata. El departamento de seguridad y
salud en el trabajo es quien adquiere dichos componentes.
Todo el personal que labora en la central, posee como política de la empresa y
obligación por parte del ministerio de trabajo, seguros vigentes de pensión y salud. Así
también, EGASA exige a las empresas contratistas el aseguramiento de todo personal
que ingrese a las instalaciones de las centrales térmicas. Las pólizas vigentes de
seguros de pensión y salud se adjuntan en el Anexo N° 7.
6.6.3 Sistema Logístico
a. Diagrama de Flujo para Adquirir Equipos, Repuestos y Materiales
Todos los repuestos adquiridos por la empresa deben ser ingresados a los almacenes
sin excepción alguna, siendo los encargados de almacén los únicos facultados a
recibirlos, debiendo ser registrados debidamente y verificados de acuerdo a lo
solicitado y el Pedido de Compra correspondiente.
Logística presentará mensualmente al Titular de la Entidad el programa de las
adquisiciones.
Para los casos que tengan plazo máximo de presentación y que por razones
excepcionales o de emergencia, debidamente justificados, deban ser incluidos en el
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plan mensual, deberán ser presentados a la Gerencia General o a quién está gerencia
delegue, para su aceptación.
En caso de que los repuestos no estén dentro del stock de planta y se podrán adquirir
conforme “Norma EGASA N° 008 - Revisión N° 3: Normas y Procedimientos de
Control de Activos Fijos”, que se recoge en el Anexo N° 8. En esta norma, se
establece el procedimiento recepción y registro de activos fijos y el procedimiento
recepción y registro de bienes menores.
En los Cuadros N° 6.14 al N° 6.16 se muestran los diagramas que representa la
adquisición de bienes, para obtener mayor información consultar el Anexo N° 8.
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Cuadro N° 6.14: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Activos Fijos
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Cuadro N° 6.15: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Bienes Menores
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Cuadro N° 6.16: Flujo de Proceso para Movilización de Bienes Patrimoniales
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b. Facilidades de Transporte
Para el caso una contingencia EGASA dispone de unidades móviles, que se pondrán a
disposición en forma inmediata, para el traslado del personal técnico al lugar donde
ocurrió la contingencia, así mismo, se tiene una relación de empresas con las que se
puede contratar servicios de transporte con unidades preparadas para los terrenos
donde se encuentran las instalaciones de EGASA. La relación de unidades móviles de
EGASA, se muestran en el cuadro siguiente.
Cuadro N° 6.17: Relación de Unidades Móviles de EGASA
N° Vehículo Placa Marca Modelo Color Asignado a
1 Camioneta
PICK-UP AXT-734 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco Gerencia General
2 Camioneta
PICK-UP AXT-737 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco
Gerencia Generación /
Servicios Generales Chilina
3 Camioneta
PICK-UP AXT-756 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco División SAI
4 Camioneta
PICK-UP AXT-793 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco Gerencia Generación
5 Camioneta
PICK-UP AXS-949 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco
División Tecnologías de
Información y Comunicaciones
6 Camioneta
RURAL V3A-886 TOYOTA FORTUNER Negro Gerencia General
8 Camioneta
PICK-UP EGC-991 NISSAN NAVARA Negro Dpto. Sistemas de Medición
9 Camioneta
PICK-UP AXT-741 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco División de Obras
c. Acceso a las Instalaciones Comprometidas
c.1. Central Térmica Chilina
La Central Térmica Chilina tiene los accesos a sus instalaciones debidamente
señalizados. El principal medio de acceso a las instalaciones es a través de carreteras
asfaltadas, pero también se dispone de accesos carrozables a todos los puntos
geográficos en los que pudiera ocurrir una contingencia.
Él acceso principal a la Central Térmica Chilina se hace por el Pasaje Ripacha, que es
una vía de doble sentido debidamente asfaltada. Esta central térmica se encuentra
dentro de la sede principal de la empresa EGASA, en la ciudad de Arequipa, ver
Anexo N° 1.
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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c.2. Central Térmica Mollendo
La Central Térmica Mollendo, se localiza en el km 2.5 de la carretera Mollendo Mejía,
Distrito Mollendo, Provincia Islay en el departamento Arequipa. Para el acceso a la
central, se cuenta con una vía asfaltada que sale de la carretera y llega a la central.
Dentro de la central, las vías de tránsito están debidamente asfaltadas, señalizadas y
libres de obstáculos, facilitando así la rápida movilización en caso de contingencias,
tanto interna como externamente.
En el Anexo Nº 1 se adjuntan planos que muestran las instalaciones de las centrales
Chilina y Mollendo, así como la ubicación de los principales equipos y las vías de
acceso.
d. Canales de Comunicación
Parte importante en el manejo de contingencias es el sistema de comunicación
implantado por la Empresa EGASA en sus plantas y oficinas, que permite la
coordinación entre el personal encargado de atender las contingencias, a la vez que
facilita la comunicación con instituciones externas que pudieran tener participación en
el manejo de contingencias (COES, OSINERGMIN, Bomberos, Policía, etc.).
En el Anexo N° 8 se presenta una relación de números telefónicos y anexos para
efectuar coordinaciones con los entes externos, internos, operativos y administrativos.
7 EVALUACIÓN DE RIESGOS OPERACIONALES Y NO
OPERACIONALES
7.1 Metodología
7.1.1 Metodología General para la Identificación y Evaluación de Riesgos
La metodología empleada para la identificación y evaluación del riesgo operativos, es
una adaptación de los métodos utilizados en la evaluación de riesgos ambientales y de
seguridad ocupacional, los cuales se han tomado como referencia y han sido
adaptados para los fines de este estudio.
El esquema siguiente nos indica el proceso que sigue una gestión de riesgos, allí se
muestra que la primera acción debe ser identificar el riesgo, para luego evaluarlo y
finalmente controlar aquellos que no son tolerables.
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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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Gráfico N° 7.1: Diagrama de Flujo de La Gestión de Riesgo
7.1.2 Identificación de Peligros y Riesgos
Para la identificación de riesgos se ha utilizado el método de “Causa – Efecto”
(también conocido como Espina de Pescado), el cual considera una serie de factores
(causas) que pueden originar riesgos operativos (consecuencias).
Gráfico N° 7.2: Diagrama de Espina para la Identificación y Análisis de Factores
de Riesgo Operativo
Equipos Instalaciones
Materiales Herramientas
Repuestos
Condiciones Geográficas
Clima
Sismos
Atentados
Robos
Intrusión
Aptitudes
Actitudes
AGENTES MATERIALES
ENTORNO AMBIENTAL
PERSONAL ACTOS DE TERCEROS
RIESGO OPERATIVO
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Se han considerado los siguientes factores:
Agentes materiales.- comprende los equipos e instalaciones que conforman los
sistemas de generación hidroeléctrica y termoeléctrica, incluido las herramientas,
materiales y repuestos.
Entorno ambiental.- considera las condiciones geográficas, climatológicas,
geológicas, sísmicas, etc.
Personal.- considera las aptitudes, actitudes, salud y conocimientos del personal
que está destacado a la operación y mantenimiento de los equipos e instalaciones
que conforman las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas.
Actos de terceros.- considera los atentados terroristas y los robos sobre las
instalaciones.
7.1.3 Evaluación de Riesgos
En esta sección se establece la metodología que se ha utilizado para llevar a cabo la
evaluación de riesgos en las centrales Chilina y Mollendo, tal y como se establece en
los “Lineamientos para la elaboración de los PCO´s de sistemas de generación
termoeléctrica” de OSINERGMIN.
Para la elaboración de esta metodología se ha tomado en cuenta el criterio de
evaluación general, aplicados a temas de seguridad, salud y medio ambiente que han
servido de referencia. Este criterio de evaluación considera la probabilidad de que se
materialice el riesgo y la Magnitud de la contingencia si se materializa el riesgo.
Aplicándose a continuación el siguiente cuadro para evaluar los riesgos operativos y
no operativos:
Cuadro N° 7.1: Evaluación de Riesgos
Evaluación de Riesgos
MAGNITUD DE LA CONTINGENCIA
Ligeramente
Dañino Dañino
Extremadamente
Dañino
PROBABILIDAD
Baja TRIVIAL TOLERABLE MODERADO
Media TOLERABLE MODERADO IMPORTANTE
Alta MODERADO IMPORTANTE INTOLERABLE
El criterio de valoración de la probabilidad y la Magnitud de la contingencia en la
evaluación de riesgos, está basado en información estadística de las fallas, métodos
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DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020
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de observación directa, medición, variables climatológicas, hidrológicas, geológicas y
sísmicas, además de la experiencia de los especialistas que participaron en la
elaboración del Plan de Contingencia Operativo y se muestra a continuación.
Cuadro N° 7.2: Criterios para Determinar la Probabilidad de la Contingencia
Probabilidad Descripción
Baja
Cuando las contingencias se presentan esporádicamente u
ocasionalmente, una vez en 10 o más años. Aquí se incluye también
el caso en que la falla no se presenta.
Media Cuando las contingencias se presentan con cierta frecuencia, por lo
menos una vez en 5 años o más.
Alta Cuando las contingencias se presentan frecuentemente, por lo menos
una vez por año.
Para determinar la magnitud a consecuencia de la materialización del riesgo se usaran
los siguientes criterios.
Cuadro N° 7.3: Criterios para Determinar la Magnitud de la Contingencia
Magnitud de la
contingencia Criterio
Ligeramente
dañino
Cuando la contingencia implica la parada forzosa de una
unidad de la central de generación, que está operando de
acuerdo a la programación del COES, pero cuya reposición
tome menos de 24 horas o es inmediatamente sustituida por la
reserva del sistema.
Dañino
Cuando la contingencia implica la parada forzada de una o más
unidades de la central, cuya reposición tome más de 24 horas y
su reemplazo por la reserva del sistema implique un incremento
moderado de los costos de generación del sistema.
Extremadamente
dañino
Cuando la contingencia implica la parada forzada de toda la
central por varios días o la parada prolongada de una unidad
(con una reposición que tome semanas o meses) y su
reemplazo por la reserva del sistema no sea posible o se
incremente significativamente el costo de generación.
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7.1.4 Estimación del Riesgo
Para la estimación del riesgo se ha considerado el siguiente cuadro de estimación del
riesgo:
Cuadro N° 7.4: Niveles de Riesgo en Función a su Probabilidad y Consecuencia
CALIFICACIÓN DESCRIPCIÓN
TRIVIAL El riesgo se asume cubierto por las actividades de mantenimiento
ordinarias, por lo cual no requiere acciones adicionales.
TOLERABLE Requiere comprobación periódica de las medidas preventivas para
asegurar su eficacia.
MODERADO
Cuando la probabilidad es baja y consecuencia es ligeramente
dañina, requiere el refuerzo de las medidas preventivas para
reducir su frecuencia.
Cuando la probabilidad es media y la consecuencia dañina,
requiere al análisis de las medidas preventivas y de control
tomadas antes del evento.
Cuando la probabilidad es baja y la consecuencia
extremadamente dañina, precisará realizar mejoras en las
medidas de control.
En todos los casos requieren un plan de contingencia operativo
específico.
IMPORTANTE
Debido a que la inversión y pérdidas económicas que puede causar
es importante, demanda emplear los recursos económicos
necesarios para reducir su frecuencia. También es necesario que
posea un plan de contingencia específico.
INTOLERABLE
Requiere el cese de la operación hasta asegurar que la frecuencia
baje a niveles de un riesgo importante con una probabilidad de
ocurrencia media. Si no es posible reducir el riesgo, incluso con
recursos casi ilimitados, deberá prohibirse la operación.
Requerirá de un plan de contingencia específico que considere
inversiones considerables en tiempo, logística, personal y
materiales.
Para determinar la efectividad de los controles en caso de que ocurra un riesgo, se ha
implementado una metodología que califica la efectividad de los controles, la misma
que se basa en las calificaciones asignadas de acuerdo al cuadro siguiente:
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Cuadro N° 7.5: Criterios de Efectividad de los Controles
Efectividad Designación Descripción
95% Altamente
efectivo
Existen medidas de prevención de eficacia comprobada
(procedimientos, observaciones planeadas, inspecciones
frecuentes, capacitación, sistemas de protecciones
físicas, etc. para controlar riesgos
75% Efectivo Existen buenas medidas de prevención y pueden
mejorarse.
50% Parcialmente
efectivo Solo existen medidas de control periódicas.
25% Baja
efectividad
Existen medidas, pero se registran incidentes /
accidentes por los peligros / riesgos considerados.
1% Totalmente
inefectivo No existe ninguna medida de control.
El objetivo de esta metodología es identificar “qué puede fallar” en un proceso
determinado y sus resultados, los cuales pueden ser representados visualmente a
través de un mapa de riesgos o “heatmap”.
7.2 Identificación de Riesgos Operacionales
En base a la metodología descrita se han identificado los riesgos operacionales para
las centrales Chilina y Mollendo, los cuales se han consignado los Cuadros N° 7.6 y
N° 7.7.
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Cuadro N° 7.6: Identificación de Riesgos Operacionales de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo – MCI Diesel
Componente
o sistema Equipo o Elemento Contingencia
Causa de la
contingencia
Probabilidad
de
Ocurrencia
Magnitud
Tiempo de
Restricción
de
Operación
(h)
Respaldo Consecuencia
Motores
reciprocantes
Pistones Rajadura y rotura Sobre esfuerzos
en componentes Baja
Extremadamente
Dañina Hasta 144 No
Salida forzada
de la unidad
Cigüeñal Rajadura y rotura Sobre esfuerzos
en componentes Baja
Extremadamente
Dañina 8760 No
Salida forzada
de la unidad
Turbocompresor Rajadura y rotura
Fatiga y
desprendimiento
de partículas
Media Dañina 48 Si Salida forzada
de la unidad
Auxiliares
Bomba principal de
aceite
Daño en
componentes
Fatiga y
antigüedad Media
Extremadamente
Dañina Hasta 2160 No
Salida forzada
de la unidad
Transformador
Principal Explosión
Generación de
gases Baja
Extremadamente
Dañina Hasta 4320 No
Salida forzada
de la central
Transformador de
equipos auxiliares Explosión
Generación de
gases Baja
Extremadamente
Dañina Hasta 4320 No
Salida forzada
de la central
Tanques de
almacenaje de
combustible
Derrame de
combustible
Fugas, válvulas
en mal estado Baja Dañina 360 NA
Salida forzada
de la central
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Cuadro N° 7.7: Identificación de Riesgos Operacionales de la Central Térmica Chilina – Turbogas
Componente o sistema
Equipo o Elemento
Contingencia Causa de la
contingencia
Probabilidad de
Ocurrencia Magnitud
Tiempo de Restricción
de Operación
(h)
Respaldo Consecuencia
Turbina a Gas
Compresor Rotura de alabes Falla en el flap de
admisión Baja
Extremadamente Dañina
Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad
Compresor Rotura de alabes Fatiga del material Baja Extremadamente
Dañina Hasta 8760 Si
Salida forzada de la unidad
Compresor Rotura de alabes Desprendimiento de material de toberas
de lavado Baja
Extremadamente Dañina
Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad
Compresor Falla de cojinete de
rotor Rotura de cañería de aceite de lubricación
Baja Dañina Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad
Cámara de combustión
Obstrucción del quemador
Corrosión de válvula de combustible
Baja Dañina Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad
Cámara de combustión
Puntos calientes o fundición de placa de
cámara de combustión
Elevada temperatura de la cámara
Baja Extremadamente
Dañina Hasta 8760 Si
Salida forzada de la unidad
Cámara de combustión
Aflojamiento de placas de cámara de
combustión Fatiga, vibración Baja
Extremadamente Dañina
Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad
Cámara de combustión
Desprendimiento de material de
recubrimiento Fatiga, vibración Baja
Extremadamente Dañina
Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad
Turbina de potencia
Rotura de alabes
Desprendimiento de material de sello de
cámara de combustión
Baja Extremadamente
Dañina Hasta 8760 Si
Salida forzada de la unidad
Turbina de potencia
Rotura de alabes móviles y fijos
Falla del sistema de enfriamiento de los
alabes Baja
Extremadamente Dañina
Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad
Turbina de potencia
Rotura de alabes fijos Puntos calientes
debido a deformación de llama
Baja Extremadamente
Dañina Hasta 8760 Si
Salida forzada de la unidad
Turbina de potencia
Rotura de alabes fijos y/o móviles
Fatiga de material Baja
Extremadamente Dañina
Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad
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Componente o sistema
Equipo o Elemento
Contingencia Causa de la
contingencia
Probabilidad de
Ocurrencia Magnitud
Tiempo de Restricción
de Operación
(h)
Respaldo Consecuencia
Cojinete del rotor de la
turbina
Falla de cojinete de rotor
Rotura de cañerías de aceite de lubricación
Baja Dañina Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad
Auxiliares
Sistema de Control de las
unidades
Falla del software / hardware de control
(Speedtronic Mark II)
Daño en tarjetas o componentes electrónicos
Baja Dañina 2160 No Salida forzada de la unidad
Protección de las unidades
Falla del equipo de protección
Daño en tarjetas o componentes electrónicos
Baja Dañina 24 No Salida forzada de la unidad
Bomba de agua de refrigeración
Fallo en sistema de refrigeración
Fatiga y antigüedad Baja
Extremadamente Dañina
Hasta 2160 No Salida forzada de la unidad
Regulador Automático de Tensión – AVR
Falla del regulador Daño en tarjetas o
componentes electrónicos
Baja Dañina Hasta 2160 No Salida forzada de la unidad
Sistema de arranque
Falla en el sistema de arranque
Daño en tarjetas o componentes electrónicos
Baja Dañina Hasta 1440 No Salida forzada de la unidad
Tanques de combustible
Derrames Fugas, válvulas en
mal estado Baja Extremadamente
Dañina 360 NA
Restricción del servicio
Transformador principal
Explosión Generación de gases
Baja Extremadamente
Dañina Hasta 4320 No
Salida forzada de la unidad
Transformador de equipos auxiliares
Explosión Generación de gases Baja Extremadamente
Dañina Hasta 4320 No
Salida forzada de la central
Nota: Los tiempos señalados en los cuadros son referenciales, dado que el tiempo real se obtendrá en función a la magnitud de la falla.
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7.3 Identificación de Riesgos No Operacionales
En el Cuadro N° 7.8 se muestran los riesgos no operacionales identificados para las centrales Chilina y Mollendo.
Cuadro N° 7.8: Identificación de Riesgos No Operacionales de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo
ítem Situación Instalaciones y/o
elementos afectados
Contingencia Probabilidad
de Ocurrencia
Magnitud de la contingencia
Tiempo de Restricción
de Operación (h)
Consecuencia
1
Sismo de Gran Intensidad
Grupos generadores Falla por vibración excesiva Media Dañina (*) Salida forzada
de las unidades
2 Edificación sala de
control
Colapso de la estructura -incapacidad de control de
unidades
Media Extremadamente
Dañina Hasta 4320
Salida forzada de las unidades
3 Sistema de
suministro de combustible
Colapso de tanques y estructuras de soporte
4 Líneas de
transmisión energía Cortocircuito y colapso de
estructuras
5 Patio de llaves Colapso de estructura
6 Lluvias
Torrenciales (Chilina)
Central y patio de llaves
Inundación de instalaciones / Cortocircuitos
Alta Extremadamente
Dañina (*)
Restricción del Servicio (**)
(*) Impredecible
(**) Depende de la gravedad de la contingencia.
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8 IDENTIFICACIÓN DE ELEMENTOS CRÍTICOS Y
SITUACIONES CRÍTICAS
8.1 Identificación de Elementos Críticos
En base a la evaluación de situaciones operacionales detectadas para cada sistema
de generación, se ha determinado los elementos críticos presentes. El Cuadro 8.1
muestra la lista de elementos críticos que corresponde a los sistemas de generación
con motores de combustión interna y en el Cuadro N° 8.1 se presenta la lista de
elementos críticos que corresponde al sistema de generación con turbina a gas.
Cuadro N° 8.1: Identificación de Elementos Críticos de las Centrales Térmicas
Chilina y Mollendo – MCI Diesel
Tipo de unidad Elemento crítico
Motores reciprocantes
diésel
Pistones
Cigüeñal
Turbocompresor
Bomba principal de refrigeración de aceite
Transformador principal
Transformador de equipos auxiliares
Tanques de almacenaje de combustible
Turbina a gas
Compresor
Cámara de combustión
Turbina de potencia
Cojinete del rotor de la turbina
Sistema de control de las unidades
Protección de las unidades
Bomba de agua de refrigeración
Regulador automático de tensión – AVR
Sistema de arranque
Tanques de combustible
Transformador principal
Transformador de equipos auxiliares
Para mayor detalle, revisar el Anexo N° 10.
8.2 Identificación de situaciones críticas
Las situaciones críticas asociados a cada contingencia servirán para definir los Planes
de Acción y se muestran el Cuadro N° 8.2.
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Cuadro N° 8.2: Identificación de Situaciones Críticas Operacionales de las
Centrales Térmicas Chilina y Mollendo
Tipo de unidad Situación crítica
Motores reciprocantes
Rajadura y rotura de pistón por sobre esfuerzos
Rajadura y rotura de cigüeñal por sobre esfuerzos
Daño por fatiga y desprendimiento de partículas del Turbocompresor
Daño en componentes de la bomba de sistema de refrigeración de aceite por fatiga y antigüedad
Explosión del transformador principal por generación de gases
Explosión del transformador de equipos auxiliares por generación de gases
Incendio y/o derrame de combustible por contingencia en los tanques de almacenaje de combustible
Turbina a gas
Rotura de alabes del compresor por falla en el flap de admisión
Rotura de alabes del compresor por fatiga de material
Rotura de alabes del compresor por desprendimiento de material de toberas de lavado
Falla de cojinete de rotor del compresor por rotura de cañería de aceite de lubricación
Obstrucción del quemador por corrosión de válvula de combustible
Puntos calientes o fundición de placa de cámara de combustión
Aflojamiento de placas de cámara de combustión
Desprendimiento de material de recubrimiento de la cámara de combustión
Rotura de alabes de la turbina de potencia por desprendimiento de material de sello de cámara de combustión
Rotura de alabes móviles y fijos de la turbina de potencia por falla de su sistema de enfriamiento
Rotura de alabes fijos de la turbina de potencia por puntos calientes debido a deformación de llama
Rotura de alabes fijos y/o móviles de la turbina de potencia por fatiga de material
Falla de cojinete de rotor de la turbina por rotura de cañerías de aceite de lubricación
Falla del software / hardware del sistema de control de las unidades (Speedtronic Mark II)
Falla del equipo de protección de la unidad
Daño en componentes de la bomba de agua de refrigeración por fatiga y antigüedad
Daño / Cortocircuito en el Regulador Automático de Tensión – AVR
Falla en el sistema de arranque
Incendio y/o derrames por contingencia en tanques de combustible
Presencia de puntos calientes y generación de gases: posible explosión del transformador principal
Presencia de puntos calientes y generación de gases: posible explosión del transformador de servicios auxiliares
Para mayor detalle, revisar el Anexo N° 10.
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8.3 Identificación de Situaciones Críticas No Operacionales
Segú el análisis de riesgos realizado, se llegó a la conclusión que se deberán elaborar
planes de acción, para las siguientes situaciones críticas no operacionales:
Cuadro N° 8.3: Identificación de Situaciones Críticas No Operacionales
de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo
Situaciones Críticas No
Operacionales Contingencia
Sismo de Gran Intensidad
Falla de grupos generadores por vibración excesiva
Colapso de la estructura de sala de control e incapacidad
de control de unidades
Colapso de tanques y estructuras de soporte del sistema
de suministro de combustible
Cortocircuito y colapso de estructuras de líneas de
transmisión de energía
Colapso de estructuras del patio de llaves
Lluvias Torrenciales
(Chilina)
Inundación de instalaciones / Cortocircuitos de la central
y patio de llaves
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9 PLANES DE ACCIÓN PARA LA RECUPERACIÓN DEL
SERVICIO
9.1 Planes de Acción en Caso de Contingencias
Para cada uno de los elementos y situaciones críticas identificados en la sección 8.1 y
8.2 se han elaborado planes de acción que permiten hacer frente a las fallas
producidas por la contingencia y recuperar el servicio en el menor tiempo posible.
El cuadro a continuación, muestra el listado de elementos críticos identificados y el
código correspondiente a su Plan de Acción.
Cuadro N° 9.1: Planes de Acción para Elementos Críticos de las Centrales
Térmicas Chilina y Mollendo
Tipo de unidad Código Elemento crítico
Motores
reciprocantes
diésel
EC-MR-1 Pistones
EC-MR-2 Cigüeñal
EC-MR-3 Turbocompresor
EC-MR-4 Bomba de sistema de refrigeración de aceite
EC-MR-5 Transformador principal
EC-MR-6 Transformador de equipos auxiliares
EC-MR-7 Tanques de almacenaje de combustible
Turbina a gas
EC-TG-1 Compresor
EC-TG-2 Cámara de combustión
EC-TG-3 Turbina de potencia
EC-TG-4 Cojinete del rotor de la turbina
EC-TG-5 Sistema de control de las unidades
EC-TG-6 Sistema de protección de las unidades
EC-TG-7 Bomba de agua de refrigeración
EC-TG-8 Regulador automático de tensión – AVR
EC-TG-9 Sistema de arranque
EC-TG-10 Tanques de combustible
EC-TG-11 Transformador principal
EC-TG-12 Transformador de equipos auxiliares
A continuación se muestra la lista de planes de acción en caso de situaciones críticas
no operacionales, que tienen impacto dañino y extremadamente dañino para los
sistemas de generación de Chilina y Mollendo.
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Cuadro N° 9.2: Planes de Acción para Contingencia No Operacionales de las
Centrales Térmicas Chilina y Mollendo
Situación Código Instalaciones y/o elementos afectados
Sismo de Gran Intensidad
NOP-1 Grupos generadores
NOP-2 Edificaciones - sala de control
NOP-3 Sistema de suministro de combustible
NOP-4 Líneas de transmisión
NOP-5 Patio de llaves
Lluvias Torrenciales (Chilina) NOP-6 Central - patio de llaves
La lista total de planes de acción y la secuencia de acciones a seguir para cada caso,
se recompilan en el Anexo N° 10.
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10 ADMINISTRACIÓN DEL PLAN DE CONTINGENCIA
OPERATIVO
10.1 Organización Encargada de la Administración y Ejecución del Plan
de Contingencia Operativo
En esta sección se describe la estructura organizacional y los cargos establecidos
para ejecutar el plan de contingencia operativo, en caso ocurra o exista posibilidad de
ocurrencia de una contingencia.
La estructura de la organización que entrará en funcionamiento cuando ocurra una
contingencia se muestra en la Gráfico N° 10.1.
Gráfico N° 10.1: Organización al Interior de la Empresa EGASA Encargada de
Administrar y Ejecutar el Plan de Contingencia Operativo
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10.2 Descripción de las Funciones del Personal que Administra y
Ejecuta el Plan de Contingencia Operativa
En esta sección se describe la función de los principales integrantes de la organización
que administra y ejecuta el plan de contingencia operativa.
a) Coordinador General
Asumido por el Gerente General de EGASA quien administra, dirige y monitorea el
desarrollo de las actividades destinadas a superar la contingencia, hasta superarla.
Es atribución del coordinador General declarar la situación de Contingencia, en
base a la información entregada por el Coordinador de Operaciones.
Toma decisiones de carácter relevante relacionadas con el desarrollo de la
contingencia.
b) Jefe del Departamento de Seguridad y Salud en el Trabajo
Se encarga de la planificación, ejecución y control de todos los aspectos relacionados
a la seguridad e higiene ocupacional antes, durante y después de la presentación de
una contingencia.
Algunas de sus funciones específicas son:
Identifica y evalúa los riesgos durante del desarrollo de la contingencia y toma
acciones destinadas a preservar la vida y la salud del personal encargado de
atender la contingencia.
Verifica que el personal encargado de atender la contingencia realice dichos
trabajos con seguridad y valida que el procedimiento a seguir sea seguro.
Verificar que las centrales de generación cuenten con una adecuada dotación de
equipos protección personal.
c) Jefe de División de Tecnologías de Información y Comunicación
A nivel interno se encarga de la gestión y administración de los equipos y tecnologías
de información y comunicaciones, siendo parte de sus funciones:
La administración de la red de telecomunicaciones propia de EGASA, los sistemas
de telemetría y SCADA, la infraestructura de servidores
El desarrollo y mantenimiento de los sistemas de información, entre otras
funciones de responsabilidades.
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d) Jefe del Departamento de Telecontrol y Comunicaciones
A nivel interno, se encarga de supervisar y controlar la operatividad de los sistemas de
comunicación móvil y fija de las distintas áreas de la empresa, asegurando la
continuidad del servicio.
También supervisa la ejecución de los programas de mantenimiento de los equipos de
comunicación de forma similar a la jefatura de mantenimiento Hidráulico / Térmico.
e) Coordinador de Operaciones
Este cargo es asumido por el Gerente de Generación, será el encargado de coordinar,
supervisar y controlar a nivel operacional el plan de contingencia operativo, para ello
contara con el apoyo de las áreas que integran la organización que administra el plan
de contingencia operativo; son funciones del Coordinador de Operaciones.
Determinar técnicamente si una situación operacional puede ser catalogada como
contingencia, informando el hecho con claridad al Coordinador General.
Liderar la organización que administra el plan de contingencia operativo
coordinando en forma directa con los encargados de las áreas que administran el
plan de contingencia operativo.
Centralizar la información relacionada con la contingencia a fin de informar los
aspectos más importantes a Gerencia General.
Aprueba los requerimientos solicitados por el Jefe de División Hidráulica y/o Jefe
de Departamento de Mantenimiento Hidráulico, para atender la contingencia,
coordinando con el Jefe del Dpto. de logística la adquisición de repuestos,
materiales o herramientas.
Verificar la solución de la contingencia y determina si se ha superado la
contingencia.
Informará a gerencia general sobre el levantamiento de la contingencia.
Así también, el Asistente Técnico de Generación y el Ingeniero de Planificación de
Mantenimiento, colaboran con las funciones a realizar por el Coordinador de
Operaciones.
f) Jefe del Departamento de Logística
Se encargará de brindar el apoyo logístico que se requiere para atender la
contingencia, para ello hace uso de los recursos de que dispone el departamento de
logística (humanos, materiales, etc.), son funciones del Jefe del área de logística:
Velar por el adecuado abastecimiento de los materiales, herramientas y equipos
que se requieren para afrontar la contingencia.
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Vela por que el proceso de adquisición de bienes y servicios cumpla con las
normas y leyes a las cuales está sujeto el departamento de logística.
Definir en coordinación con las áreas correspondientes la contratación Directa por
“Situación de Emergencia”, de acuerdo al Art. 85 del reglamento de la Ley de
Contrataciones.
g) Jefe de División Térmica
Supervisa y controla las actividades de operación y mantenimiento del personal a
cargo de la dependencia, a fin de garantizar el cumplimiento de las actividades
programadas para las instalaciones de generación de Chilina, Mollendo y Pisco. Son
funciones del Jefe de División Térmica:
Planifica y dirige las acciones efectuadas por el personal técnico encargado de
solucionar la contingencia.
Realiza la evaluación de la contingencia junto con el Jefe de Dpto. de
Mantenimiento Térmico y Centro de Control para elaborar un diagnóstico de la
situación.
Forma el equipo de trabajo que ejecutara el plan de acción.
Realiza el requerimiento de materiales, equipos y herramientas necesarios para
atender la contingencia.
Coordinar con el Centro de Control de EGASA para confirmar la gravedad de la
falla y/o emergencia.
Coordinar para prever el tiempo que tomará el restablecimiento del servicio.
Elaborar e informar el desarrollo del Plan de Contingencia al Coordinador de
Operaciones.
Supervisa y controla las medidas dispuestas, en relación con el mantenimiento
correctivo desde la notificación de la contingencia, hasta la puesta en operación de
los sistemas o equipos comprometidos.
Realizar la coordinación con contratistas, referente a: trabajos, avances técnicos y
servicios que hayan sido requeridos por el área.
Coordinar la movilidad de: personal, equipos, maquinaria y otros, entre las oficinas
principales y las centrales a su cargo o entre éstas últimas.
Atender permanentemente los requerimientos del Centro de Control en la solución
de problemas en los sistemas, relacionados a equipos de campo.
h) Jefe de Departamento de Mantenimiento Térmico
Supervisa, ejecuta y controla las diferentes actividades de mantenimiento del sistema
de generación de manera que se cumplan efectiva y eficazmente. Su labor como
miembro del equipo que atenderá las contingencias operativas incluye lo siguiente:
Elabora el plan de acción de las fallas o deficiencias que lo ameritan o sean
informados por la División y/o Jefe del Centro de Control. El plan deberá ser
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reportado a la Jefatura de División correspondiente y al Coordinador de
Operaciones.
Elabora los informes finales de las fallas según lo reportado por el Jefe de Turno
del Centro de Control y reportarlo a la Jefatura de Despacho Económico, con copia
a su Jefatura de División.
Evalúa, según el programa de mantenimiento, los ambientes de trabajo para
garantizar el proceso de mantenimiento.
Integra el Comité de Análisis de Fallas.
Coordina los trabajos a ser realizados con el Jefe de Turno del Centro de Control y
su jefatura inmediata.
Vela por el estado y disponibilidad de las herramientas necesarias para el proceso
de mantenimiento.
Reporta a OSINERGMIN la justificación técnica de ampliación de mantenimiento
según la normativa aplicable.
Difunde los planes de corto plazo al personal a cargo.
Elabora el informe de pruebas realizadas en los grupos de generación.
Así mismo, el Asistente de Mantenimiento Térmico, colabora con las funciones a
realizar por el Jefe de Dpto. de Mantenimiento Térmico.
i) Jefe de Turno de Centro de Control
Coordina directamente con los Jefes de División (Térmica y/o Hidráulica) y con el
Coordinador de Operaciones, planificando y ejecutando las maniobras. Inicialmente,
reporta la interrupción según los procedimientos establecidos, ejecutan maniobras y
operaciones para reponer el servicio de la unidad(es) de generación afectada(s). Sus
principales funciones son:
Es el encargado de contactar e informar de la contingencia a los demás
miembros que integran la organización que dirigirá el Plan de Contingencias.
Coordinar con los jefes de las Divisiones (Térmica y/o Hidráulica) y los jefes de
Departamento de Mantenimiento (Térmico y/o Hidráulico), las acciones a tomar
ante fallas reportadas definiendo la disponibilidad de los equipos.
Coordinar con los jefes de departamentos de mantenimiento los trabajos a ser
realizados en las diferentes centrales comunicando las disposiciones del
COES.
Identificar, evaluar y resolver los posibles problemas que puedan afectar el
proceso normal de generación.
Realiza el análisis y reporta a quien corresponda las deficiencias técnicas
informadas por los operadores de turno de las centrales de generación.
Se encarga también de suministrar los números de contacto de los demás
miembros que integran la organización que dirigirá el Plan de Contingencias, a
las diferentes entidades e instituciones que los requieran (OSINERGMIN,
MINEM, INCECI, etc.).
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j) Personal de emergencia
Está conformado fundamentalmente por los operarios de mantenimiento. Se
encargarán de la ubicación y eliminación de la falla. Realizando la reparación o
cambios requeridos y dejar en condiciones de operación normal de las instalaciones y
equipos. Los trabajos serán coordinados y con todas las medidas de seguridad.
Asimismo, incluye el personal de empresas que tienen contratos con EGASA. Las
principales funciones que realizan son las siguientes:
Avisar al Centro de Control de la emergencia para que se active el plan de
contingencia respectivo.
Informar de las fallas encontradas durante las inspecciones realizadas.
Coordinar con los jefes de departamentos de mantenimiento los trabajos a ser
realizados.
Ejecutar las tareas de mantenimiento, debiendo elaborar un informe escrito de
cada trabajo, dando cuenta del cumplimiento del mantenimiento asignad, el
estado de los equipos intervenidos y recomendaciones.
Mantener el orden y limpieza en el ambiente de trabajo donde se realicen sus
actividades, así como las condiciones de seguridad.
k) Tablerista del Centro de Control
Brinda apoyo y complementa las funciones del Jefe de Turno del Centro de Control.
Su función es la de ejecutar el proceso de producción de energía eléctrica en la central
según instrucciones del Jefe de Turno del Centro de Control en coordinación con el
COES, según los estándares técnico ambientales, con el objetivo de mantener calidad,
continuidad y disponibilidad del servicio
l) Otros Departamentos
Cuando sea necesario, en función al evento ocurrido, se puede convocar a otros
departamentos y dependencias de la empresa que puedan colaborar para superar la
contingencia.
El Cuadro N° 10.1, muestra la lista de contactos relacionados con las labores de
operación y mantenimiento, y que además forman parte de la organización que dirigirá
el plan de contingencia.
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Cuadro N° 10.1: Integrantes de la Organización que Administra y Ejecuta el
Plan de Contingencia Operativa
Cargo Nombre y Apellidos
Anexo* Celular Función en el PCO
Gerente General de EGASA
Luis Salas Palacios 2010 953758604 Coordinador General
Jefe de Seguridad Aida Olazaval
Millones 2343 944995915 Jefe de Seguridad
Jefe de División de Tecnologías de Información y Comunicación
Jorge Quiroz Gómez
2040 973583346
Jefe de División de Tecnologías de Información y Comunicación
Gerente de Generación
Javier Pineda Gamarra
2240 958319655 Coordinador de
Operaciones
Jefe del Dpto. de Logística
- - - - - 2278 944993694 Jefe del Dpto. de
Logística
Jefe de División Térmica
Ángel Fuentes Alfaro
500 944686918 Jefe de División
Térmica
Jefe Dpto. Mantenimiento
Térmico
Miguel Apolinario Gabriel
501 958319688 Jefe Dpto.
Mantenimiento Térmico
Operador térmico C.T. Chilina
Alejandro Flores Concha
2107 - - - - - Personal de Operaciones
Mecánico de Producción C.T.
Chilina
Camilo Muñoz Guardia
- - - - - 944998919 Personal de Emergencias
Asistente de Mantenimiento C.T.
Chilina
Christian Delgado Salinas
2345 958310941 Personal de Emergencias
Electricista C.T. Chilina
Rogelio Quimper bravo
2101 - - - - - Personal de Emergencias
Tec. Electrónico José Martínez - - - - - 958319681 Personal de Emergencias
Operador Térmico C.T. Mollendo
Guillermo Saavedra Sotomayor
400 - - - - - Personal de Operaciones
Operador Térmico C.T. Mollendo
Mario Chiri Pérez 400 - - - - - Personal de Operaciones
Operador Térmico C.T. Mollendo
Juan Torres Belzu 400 - - - - - Personal de Operaciones
Mecánico de Producción C.T.
Mollendo
Edgard Miranda Díaz
- - - - - 958319683 Personal de Emergencias
(*) Central telefónica: (+51 – 54) 383838
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10.3 Declaración de la Situación de Contingencia y Puesta en Ejecución
de los Planes de Acción
Ante el conocimiento de la ocurrencia de alguna contingencia que imposibilita el
suministro de electricidad o fallas graves en los sistemas de generación, se realizará la
evaluación preliminar del evento y las coordinaciones respectivas para determinar el
nivel de gravedad de la contingencia. Para ello, será necesario reunir la mayor
información en el menor tiempo posible. Luego se determinará la necesidad o no de
activar el plan de contingencia.
El Coordinador General analizará la situación y declarará la situación de contingencia
si la ocurrencia de falta de suministro cumple simultáneamente con las siguientes
condiciones:
- Que exista una real o potencial falta de suministro.
- Que la falla sea catalogada como contingencia operativa1.
- Que la falta de suministro afecte a un importante número de usuarios o carga
servida en el área de concesión
Las primeras acciones de activación del plan de contingencia, consistirán en poner en
práctica los procesos de notificación y administración de la emergencia. El proceso de
notificación define los canales de comunicación por medio de los cuales las personas
encargadas de coordinar y dirigir el plan de contingencia, se enteran de la emergencia
y ponen en marcha el Plan de Contingencia con la consiguiente notificación a
OSINERGMIN.
Los procedimientos de administración por su parte, consisten en el manejo contable y
financiero de la emergencia, mediante la apertura de una cuenta especial en la que se
contabilizarán todos los gastos en que se incurra por la atención de la emergencia y la
elaboración de registros de seguimiento de la emergencia. A continuación se muestra
el diagrama de flujo de las decisiones que llevan a una declaración de situación de
contingencias:
1Es la contingencia causada por una falla en los equipos, falla humana, fenómeno natural o por actos provocados
por terceros, que afecta cualquiera de las partes del sistema de generación; también se entiende cono una falla inesperada o salida no programada de un componente del sistema, que afecta la continuidad del servicio.
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Gráfico N° 10.2: Procedimiento de Declaración de Contingencias
10.4 Notificación a OSINERGMIN
Dentro de las dos (2) horas después de haber sido declarada una contingencia
operativa (o en el más corto tiempo que tome identificarla) y según el procedimiento
indicado anteriormente, el Coordinador General de EGASA2, comunicara
telefónicamente sobre este hecho a la gerencia de fiscalización eléctrica del
OSINERGMIN.
2 Esta notificación podrá hacerla a través de la División de Despacho Económico y/o Centro de Control y/o Gerente de Generación.
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Los teléfonos disponibles son:
Central telefónica Nº 219-3400 ANEXO Nº 1412 en horas laborales.
Call Center Nº 219-3410 / 219-3411.
La Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN dispondrá de las siguientes
acciones:
A. Verificará la aplicación de los Planes de Contingencia Operativos
correspondientes.
B. Verificará los daños ocasionados por la ocurrencia de la contingencia
operativa.
Gráfico N° 10.3: Diagrama del Proceso de Notificación a OSINERGMIN
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11 CONCLUSIONES
Las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo están expuestas a una serie de riesgos
naturales, tecnológicos y/o sociales. La situación crítica más importante se puede
dar a acusa de un sismo de gran intensidad que puede dañar de forma grave las
instalaciones.
El sistema de generación de EGASA opera interconectado con el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN). Esta operación interconectada posibilita la
utilización de la reserva rotante del SEIN para sustituir inmediatamente cualquier
déficit de generación provocada por una contingencia en estas centrales térmicas,
garantizando una continuidad de servicio muy confiable ante la ocurrencia de
contingencias.
EGASA tiene una adecuada infraestructura para afrontar contingencias en su
sistema de generación, esta infraestructura comprende:
a) Almacenes en planta, que cuentan con un surtido stock de repuestos y piezas
de reemplazo para sus sistemas de generación y auxiliares.
b) Personal altamente calificado para la operación y mantenimiento del sistema,
herramientas y equipos necesarios para los mantenimientos y atención de
contingencias.
c) Contactos permanentes con consultores y empresas que brindan asesorías
especializadas.
d) Un completo registro de proveedores de equipos, herramientas y servicios,
para atender sus necesidades, como reparaciones mayores de equipos y
transporte especializado.
La política de mantenimiento de EGASA comprende mantenimientos de tipo
preventivo, correctivo y predictivo que se programan de acuerdo a las
recomendaciones de los fabricantes y como resultado de la experiencia propia de
la empresa, esta política ha permitido mejorar la disponibilidad y confiabilidad de
las unidades de generación, garantizando la operación.
La infraestructura de EGASA, permite que ante la ocurrencia de una contingencia,
ésta sea inmediatamente detectada en el Centro de Control y los recursos
disponibles sean movilizados de modo tal que el tiempo de interrupción de
suministro, reposición y/o reemplazo de componentes es minimizado.
EGASA cuenta ha firmado contratos y cuenta con una lista de proveedores, para
suministro de personal para mantenimientos, partes de repuesto, materiales y
consumibles.
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El tiempo de restablecimiento de las condiciones normales de operación es menor
a 24 horas en la mayoría de los casos.
La contingencia más grave en la C.T. Chilina, se dio el 16 de mayo 2017, en los
inyectores de la bomba de agua de refrigeración de la unidad Sulzer1, con una
duración de 23.3 horas.
La contingencia más grave ocurrida en la C.T. Mollendo, se dio el 22 de mayo
2016 con la desconexión manual del motor MB2 por presentar temperaturas altas
en los gases de escape, lo que suscitó una parada de 40.9 horas.
Se han identificado 7 elementos críticos en los motores reciprocantes diésel,
asociados a 7 contingencias operativas; así también, en la unidad turbogas se
identificaron 12 elementos críticos asociados a 21 contingencias operativas. Estos
se han determinado sobre la base de criterios de probabilidad de ocurrencia,
redundancia, potencia no suministrada, restricción de suministro eléctrico, tiempo
de reparación, inspección en campo de instalaciones y la experiencia operativa de
los profesionales de EGASA.
Las situaciones críticas no operacionales que se han considerado, son los
causados por sismos de gran intensidad y las lluvias torrenciales (en el caso de la
C.T. Chilina). Estos eventos pueden dar origen a 6 contingencias.
La contingencia de mayor impacto y de alto costo se dará cuando ocurre un sismo
de gran intensidad, el cual podría dañar seriamente las instalaciones y los grupos
generadores.
Así mismo la estructura de la organización que atenderá las contingencias,
involucra a las más alta dirección (Gerencia General) y se ha diseñado para dar
respuesta de forma rápida y eficiente a las contingencias que se presenten.
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