estudio de recuperaciÓn de servicio elÉctrico para los

I n fo rme T écn i co Novi emb re 2011

ESTUDIO DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO ELÉCTRICO PARA LOS SISTEMAS DE PUNTA ARENAS, PUERTO NATALES, PORVENIR Y

PUERTO WILLIAMS

Preparado Para :

Informe Técnico Página 2

Servicios Especializados de Ingeniería DIgSILENT Limitada Av. Bicentenario 4063, Depto. 112-D,

Vitacura, Santiago

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Celso A. González G. e-mail:

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Rev 0

CHI-DT-NT-15-2011

4 Comentarios Finales


1. INTRODUCCIÓN La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos[1], dictada por la Autoridad en el mes de febrero del año 2006, en adelante, NT de SyCS SM, establece a la empresas propietarias/Operadoras de Sistemas Medianos, la ejecución de Estudios para realizar la programación del Control de Tensión, el Control de Frecuencia y el PRS, para el conjunto de instalaciones de los Sistemas Medianos, los cuales deberán estar a disposición de la Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia. Se entiende por Sistemas Medianos, en adelante SM, a los sistemas eléctricos cuya capacidad instalada de generación es menor de 200 MW y mayor a 1,5 MW. Con esta parcialización de los sistemas, los estudios se efectuarán para los Sistemas Eléctricos de propiedad de Edelmag para los siguientes SM: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. En términos específicos las exigencias de la NT de SyCS SM establece la ejecución de los siguientes estudios:

Figura 1. Estudios exigidos por la NTSyCS de SM

Para cada estudio se solicita en concreto lo siguiente:

o EDAC: Deberá determinar el nivel óptimo y localización de desconexión de carga. El objetivo es evitar colapso por frecuencia y tensión con la activación de esquemas de desconexión para estados de operación distinto del Estado Normal.

o Control de Frecuencia y Determinación de Reservas: Tiene por objeto

efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5. En particular debe determinarse un porcentaje de reserva óptimo que se utilizará para efectuar la asignación de la reserva entre las unidades generadoras participantes del CPF y del CSF.



o Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Rea ctiva: Tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5, además de determinar el perfil óptimo de tensiones y los requerimientos de potencia reactiva para las Instalaciones Transmisión, con resolución semestral para un horizonte de operación de 48 meses.

o Restricciones en Instalaciones de Transmisión: Se debe identificar las

potencias máximas que se pueden transmitir por las líneas de transmisión que la Empresa identifique como críticas para garantizar frente a la ocurrencia de las contingencias indicadas que se establecen en el Artículo 5-36 de la presente NT.

o Estudio de PRS: El objetivo del PRS es que con posterioridad a un Apagón

Total o Apagón Parcial, sea posible establecer los mecanismos que permitan de una manera segura y organizada, restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas Eléctricas afectadas en el menor tiempo posible, considerando las Cargas Críticas. Los Estudios se realizarán con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa.

o Estudio de Continuidad: Determinar los índices de continuidad FMIK y

TTIK del SM, para un horizonte de operación de 12 meses.

o Verificación de Coordinación de Protecciones: Tiene por objeto confirmar que el desempeño de los relés de protección de las líneas de transmisión, transformadores de potencia y unidades generadoras cumple con las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT.

Estos estudios se deben realizar con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. De acuerdo con esta exigencia los estudios consideran un horizonte de análisis también de cuatro años, años 2011-2014, para así ser consistente con la exigencia normativa. Cabe mencionar que desde la vigencia de la NT de SyCS de los SSMM, esta es la segunda oportunidad en que se llevan a cabo los análisis, correspondiendo en esta oportunidad una revisión de los estudios que ya realizaron las empresas propietarias de Sistemas Medianos en el año 2007. Algunos de estos estudios están directamente relacionados entre sí, así como otros resultan complementa independientes. Respecto del primer grupo de estudios, se debe definir un estudio que inicie los análisis cuyos resultados sean la entrada para los otros. En este sentido existe una directa relación entre los estudios de EDAC (por subfrecuencia y subtensión) con los estudios de Control de Frecuencia, Control de Tensión y de Restriccione s en el Sistema de Transmisión . En cambio los estudios de Continuidad, PRS y de Protecciones se pueden abordar en forma completamente independiente, por cuanto resultan de distinta naturaleza técnica que los anteriores. El estudio que se aborda en este informe corresponde al Estudio de Plan de Recuperación de Servicio o PRS.



2. ANTECEDENTES NORMATIVOS El presente Informe Técnico describe la metodología de desarrollo y los resultados del Estudio de Recuperación de Servicio encomendado en el Título 6-2 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT de SyCS) de los Sistemas Medianos. Para tal efecto y como antecedentes fundamentales, dicha normativa promulgada Febrero 2006, establece inicialmente que: Artículo 1-4 Para la aplicación de la presente NT, las siguientes definiciones tendrán el significado que a continuación se indica: …… 9) PRS : Plan de Recuperación de Servicio. …… 29) Estudios: Estudios en los cuales se analizarán condiciones de aplicación específicas para dar cumplimiento a las exigencias establecidas en la presente NT, los cuales deberán ser desarrollados por la Empresa y deberán estar disponibles para la Comisión y la Superintendencia. ….. 40) PRS: Conjunto de acciones coordinadas por el personal a cargo de las Instalaciones de Generación, Transmisión y Clientes, definidas por la Empresa, para que de manera segura, confiable y organizada, sea posible restablecer el suministro eléctrico en las zonas afectadas por un Apagón Total o Apagón Parcial, en el menor tiempo posible. ….. Seguidamente, en la misma NT de SyCS, en el Título 5-4 se establecen los principales aspectos a considerar dentro de un PRS, destacándose las siguientes exigencias: Artículo 5-18 Las bases sobre las que se sustenta el PRS están constituidas por la experiencia operativa acumulada por la Empresa, como así también, por los resultados de los Estudios establecidos en el Título 6-2 de la presente NT, los cuales en conjunto establecerán los principios generales y las prioridades para definir la estrategia de recuperación a seguir frente a cada escenario de Apagón Total o Apagón Parcial. La Empresa deberá elaborar el PRS, de manera de cumplir con las exigencias de SyCS de la presente NT. Artículo 5-19 El personal a cargo de las instalaciones deberá confirmar la existencia de un Apagón Total o Apagón Parcial, a partir de la información del estado operativo de las instalaciones del SM que esté disponible en el SIOC y deberá instruir al personal que opera las instalaciones que estén dentro de las zonas afectadas, abrir sus conexiones con las Instalaciones Transmisión, e iniciar de inmediato la recuperación de las Islas Eléctricas, en base a las unidades generadoras que dispongan de Partida Autónoma. Artículo 5-20 Será responsabilidad del personal a cargo de las instalaciones dar aviso inmediato comunicarse entre sí sobre cualquier inconveniente o dificultad que apareciera



durante el desarrollo del PRS, a fin de que éste pueda evaluar y ordenar otra alternativa de recuperación. Asimismo, será de su responsabilidad comunicar todo cambio que decidieran introducir en sus estrategias de recuperación cuando el cambio estuviera debidamente justificado. Artículo 5-21 La Empresa deberá informar a la Superintendencia sobre el apagón, informando su extensión, el estado en que quedaron las instalaciones del SM, los recursos disponibles para la recuperación del SM y el tiempo estimado que demandará este proceso, proveyendo, además, de toda la información detallada que éstas soliciten sobre el incidente. Artículo 5-22 Antes de iniciar las maniobras de recuperación, el personal a cargo de las instalaciones de generación afectadas por el apagón deberá dar aviso inmediato de las novedades ocurridas y realizar la verificación de daños y averías de unidades generadoras y de instalaciones principales y/o equipamiento de servicios auxiliares, con el fin de confirmar la disponibilidad de generación para superar la emergencia. Finalmente y basándose en estas definiciones, la NT de SyCS establece en el Título 6-2 la exigencia de realizar ciertos Estudios eléctricos del Sistema, en concreto se establece que: Artículo 6-3 Con el fin de analizar las condiciones de aplicación específicas las exigencias de la presente NT, la Empresa deberá realizar los siguientes Estudios: ….. g) Estudio de PRS: El objetivo del PRS es que con posterioridad a un Apagón Total o Apagón Parcial, sea posible establecer los mecanismos que permitan de una manera segura y organizada, restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas Eléctricas afectadas en el menor tiempo posible, considerando las Cargas Críticas. Los Estudios se realizarán con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. Artículo 6-5 Para los Estudios señalados en el presente título, la Empresa deberá elaborar el o los informes técnicos correspondientes, con el fin de documentar los resultados y conclusiones obtenidas. Dichos informes deberán estar disponibles para la Comisión y la Superintendencia. Por la definición de un PRS y los artículos señalados en el Título 5-4, queda de manifiesto que un estudio de recuperación de servicio eléctrico se refiere al desarrollo de un protocolo de restauración del suministro eléctrico, como consecuencia de la ocurrencia de una contingencia (simple o severa) que ha provocado un apagón parcial o total de la demanda. El protocolo en sí corresponde a una serie de maniobras sobre las instalaciones de generación, transmisión y/o de clientes, que coordina el operador del sistema, a objeto de recuperar lo antes posible el abastecimiento eléctrico. Ciertamente, dicho proceso es altamente



dependiente de la condición de operación previa al apagón, de la contingencia ocurrida y de las alternativas de maniobra y control con las que cuente el sistema. De esta forma, el PRS debe ser elaborado empleando tanto la experiencia del operador (conocedor de las instalaciones y su desempeño) pero además, hacer uso de los resultados que se obtengan de otros estudios eléctricos, por ejemplo control de tensión y frecuencia. Se puede concluir entonces que la realización del estudio de recuperación de servicio es una tarea de permanente actualización y revisión, que además debe incluir diversas estrategias de recuperación según sea la contingencia que afecte al sistema. En la practica, la especificación o caracterización de estos aspectos resulta fundamental, sobretodo al considerar la realidad de cada uno de los sistemas eléctricos de Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir. 3. METODOLOGÍA PROPUESTA Habida consideración de las exigencias normativas presentadas, se considera que los actuales protocolos o Planes de Recuperación de Servicio de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, responden adecuadamente a las exigencias pertinentes establecidas en la NT de SyCS. En efecto, tal como lo señala el artículo 6-3 para el estudio de PRS, se requiere desarrollar un manual que “…con posterioridad a un Apagón Total o Apagón Parcial, sea posible establecer los mecanismos que permitan de una manera segura y organizada, restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas Eléctricas afectadas en el menor tiempo posible, considerando las Cargas Críticas. “. Esto se cumple plenamente en los planes indicados, que además son revisados periódicamente. Son por tanto estos PRS los resultados del estudio solicitado. En efecto, para los sistemas de Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, dada su capacidad de generación instalada inferior a 10 MW, la NT de SyCS permite adoptar simplificaciones cuestión que además se ve acentuada por su característica de sistema uninodal. En dichos sistemas, técnicamente hablando, para efectos del PRS la variable de relevancia es la pérdida de generación al no existir sistema de transmisión. Resulta entonces que, todo plan de recuperación se debe centrar solamente en la salida abrupta de uno o más generadoras, y la forma de coordinarse con el segmento de distribución a fin de realizar las maniobras pertinentes en el menor tiempo posible. Por su parte el sistema eléctrico de Punta Arenas, tampoco muestra mucho más alternativas de recuperación del servicio de suministro eléctrico. Si bien este sistema presenta un circuito de 66 kV que une las únicas dos subestaciones de generación, lo cierto es que no existen otras alternativas de recuperación (rutas de suministro) que no pasen por estas instalaciones. Más aún, la recuperación de este sistema, se concentra en analizar la pérdida de generación que normalmente se haya en la S/E Tres Puentes (la principal) o bien la pérdida del circuito en 66 kV. No hay más alternativas de abastecimiento para dicho sistema. En resumen, para todos los sistemas de Edelmag, al no existir rutas de transmisión para lograr el suministro de los respectivos sistemas, todo plan de recuperación ha de concentrarse en la pérdida de generación y otros elementos asociados, cuestión que los actuales planes efectivamente realizan según el análisis que este consultor ha podido visualizar. En concreto, los sistemas eléctricos aludidos, han



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

o Unidades generadoras (una de ellas o bien una combinación de ellas) o Combustible de las unidades o Interruptores de media tensión de los sistemas de generación o Circuito de 66 kV en el caso de Punta Arenas

De acuerdo al estudio que este consultor ha realizado de los actuales planes de restauración, estos elementos son efectivamente considerados en las evaluaciones pertinentes tendientes a recuperar el servicio eléctrico. Además, estos planes son periódicamente revisados y actualizados por personal especializado de la empresa, ello para incluir mejoras: por ejemplo debido a nueva generación, o bien una refinación a planes previos. Habida consideración de ello, en los Anexos A, B, C y D se presentan los Planes de Recuperación de Servicio para los sistemas eléctricos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams respectivamente, todos actualizados al año 2011.



ANEXO A

PLAN DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO ELÉCTRICO

DE PUNTA ARENAS

VERSIÓN MAYO 2011



NDICE

PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA CPA - CTP

N° CONTENIDO PÁGINA 1 PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO. 2 DETENCIÓN DE LA UNIDAD N°1 HITACHI. 2 DESCONEXIÓN DEL INTERRUPTOR DE PODER 52 G1 HITACHI, 6

EN PARALELO CON LA UNIDAD SOLAR MARS 100 O LA UNIDAD GENERAL ELECTRIC GE10 O TITÁN 13.5 MW O TITÁN 15.0 MW.

3 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 BT-1, POR FALLA 10 LÍNEA DE 66 kV. 4 DETENCIÓN DE TG N° 4 MARS 100, O TG Nº 8 GENERAL ELECTRIC 14

GE-10, O TG Nº 7 TITÁN 130 O TG Nº 9 TITÁN 130, EN PARALELO CON LA UNIDAD N°1 HITACHI.

5 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2 POR FALLA; 18 PATIO 13,2 kV. FUERA DE SERVICIO. “HORARIO DE BAJA CARGA”. 5.1 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2 POR FALLA; 22 PATIO 13,2 kV. FUERA DE SERVICIO. “HORARIO DE ALTA DEMANDA”. 6 APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2 POR FALLA DEL 27 TRANSFORMADOR 20 MVA O AUTRANSFORMADOR DE 14 MVA;

PATIO 13,2 kV. FUERA DE SERVICIO. 7 PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DE DOS O MÁS 30

TURBOGENERADORES EN SERVICIO EN LA CTP. 8 PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DE T.G. Nº 4 34

SOLAR MARS 100 O N°8 GE-10 Y N°7 SOLAR TITÁN 130. 9 PÉRDIDA TOTAL O PARCIAL DEL SERVICIO ELÉCTRICO POR FALLA 38 EN EL SUMINISTRO DE GAS NATURAL A LAS INSTALACIONES DE EDELMAG S.A.



PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N°1

CTP - CPA

“ PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO “

DETENCIÓN DE LA UNIDAD N°1 HITACHI



INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N°1

MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA

SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011 SITUACIÓN: PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO. DETENCIÓN DE LA UNIDAD N°1 HITACHI DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La situación más severa que enfrenta el Sistema Eléctrico es la pérdida total del suministro de energía eléctrica a la ciudad; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares : a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la Central

Punta Arenas. b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores. d) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de

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

e) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. f) La prioridad de cierre de Alimentadores es la siguiente: Nos 1 - 3 - 2 - 5 - 4 - 7 - 9 - 6 - 11 - 10 – 8 - E1. g) Operador CPA realiza comunicación a Supervisores a través de “discado

automático”. h) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio. 3. Procedimiento de Emergencia N°1 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes . 3.1 Detención de la Unidad N°1 Hitachi:

3.2 Operador detecta falla en TG N°1 Hitachi y apert. del Int. de poder 52 G1.

3.3 Verificar señalización visual de “llama” en panel de control remoto. 3.4 Aviso de inmediato a CPA, por radio frecuencia exclusiva N°3. 3.5 Verificar protecciones operadas en control local unidad. 3.6 Dar orden manual de apertura a Int. de Poder 52 BT-1.



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

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

3.9 Verificar Interruptores 52 C operados por baja frecuencia. 3.10 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de Poder

de los alimentadores (reponer vástagos lados izquierdo y derecho de los relés de alarma y enclavamiento respectivamente).

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

3.12 Señal de partida a Unidades CAT. Nos 2, 3. 3.13 Esperar Instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.10). 3.14 Cerrar Interruptor 52 BT-1 y desde Sistema Scada de Generación CTP,

cerrar Int. de poder 52 DT-2 y 52 DT-1. 3.15 Señal de partida a Unidades Nos 4, 5, 7, 8 y 9 (Mars 100, Gas Cat , Titán

130 N° 7, Titán 130 N° 9 y G.E.10). 3.17 Sincronizar Unidades CAT Nos 2, 3 y 5. 3.18 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con la

normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los alimentadores.

3.19 Cerrar Interruptor 52 C5. 3.20 Cerrar Interruptor 52 C4. 3.21 Cerrar Interruptor 52 C6. 3.22 Cerrar Interruptor 52 C11. 3.23 Cerrar Interruptor 52 C7. 3.24 Cerrar Interruptor 52 E1. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro desde la Central Tres Puentes. (*) La normalización de los alimentadores dependerá del estado operativo de las Unidades Generadoras de CTP. 4. Procedimiento de Emergencia N°1 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas . 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación a

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

52 BT-2. 4.5 Abrir con botoneras de desenganche Int. de Poder: 52 C3, 52 C8, 52 C9,

52 C10. 4.6 Retirar relé 59 N en celda de protecciones línea 66 kV. 4.7 Verificar y anotar protecciones operadas en línea 66 kV. 4.8 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3. 4.9 Sincronización Unidades Diesel Nos 1 y 2. 4.10 (*) Señal de partida a Unidades General Electric Nos 4 y 5.



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

4.12 Sincronización de Unidad Diesel Sulzer N°3. 4.13 Cerrar Interruptor 52 C1. 4.14 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C3. 4.15 Cerrar Interruptor 52 C2. 4.16 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C10. 4.17 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C9. 4.18 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C8. 4.19 Normalizar relé 59 N. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas. Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación Nazarino Peña F. Jefe Depto. Técnico

Mario Sillard A. Subgerente Pta. Arenas




CTP - CPA

DESCONEXIÓN DE INTERRUPTOR DE PODER 52 G1 HITACHI EN

PARALELO CON LAS UNIDADES:

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




MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS

VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011 SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DE SERVICIO. “DESCONEXIÓN INTERRUPTOR DE PODER 52 G1 TG

N°1 HITACHI, EN PARALELO CON TG Nº4 SOLAR MARS 100 , TG Nº8 GE-10 , TG Nº7 TITÁN 130 o TG Nº9 TITÁN 130”.

DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción . La pérdida parcial del servicio causada por la desconexión del Int. de poder 52 G1, o la detención del TG Hitachi que está en paralelo con el TG N°4 Solar Mars 100, o TG Nº8 GE-10 o TG Nº7 Solar Titán 130 o TG N°9 Solar Titán 130, provoca la operación de los relés de baja frecuencia, hasta aproximadamente la potencia nominal del TG que se mantiene en servicio; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares : a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Verificar Int. 52 C de alimentadores operados por baja frecuencia. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, inmediatamente

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

Media Tensión y su operación desde la CPA, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en que ocurra la falla.

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

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

automático”. j) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio. 3. Procedimiento de Emergencia N°2 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes .



3.1 Desconexión Int. de Poder 52 G1 del TG Hitachi, o detención del TG. 3.2 Operador detecta falla en TG Hitachi; apertura del Int. de poder 52 G1, o

detención del TG. 3.3 Verificar señalización visual de “llama” en panel de control remoto. 3.4 Aviso de inmediato a CPA, por radio frecuencia exclusiva N°3. 3.5 Determinar Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia. 3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de Poder

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


3.8 Señal de partida a Unidades CAT diesel Nos 2 - 3 y CAT gas N° 5. 3.9 Verificar y anotar protecciones operadas en control local unidad 3.10 Sincronizar Unidades CAT. Nos 2 - 3 – 5. 3.11 Esperar Instrucciones desde Central Punta Arenas. (pto. 4, 4.10). 3.12 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con la

normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los alimentadores, ya sea parcial o total.

3.13 Cerrar Interruptor de Poder 52 C5 CTP. 3.14 Desde sistema Scada en CPA abrir R-10 y cerrar Interruptor 52 C4 CTP. 3.15 Desde sistema Scada en CPA abrir R-13 y cerrar Interruptor 52 C11

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

CTP. 3.18 Cerrar Interruptor 52 E1. Con estas maniobras, quedan normalizados parcialmente o totalmente el suministro eléctrico de los alimentadores desde la Central Tres Puentes. 3.19 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, normalizar el

suministro eléctrico de los alimentadores: 3.20 Cerrar R-10. 3.21 Cerrar R-13. 3.22 Cerrar R-8. 3.23 Cerrar R-12. 3.24 Cerrar R-18

(*) La normalización de los alimentadores dependerá del estado operativo de las Unidades Generadoras de CTP.

4. Procedimiento de Emergencia N°2 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas . 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por radio frecuencia exclusiva N°3 .



4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación a Supervisores. 4.4 Determinar Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia. 4.5 Resetear relés de baja frecuencia. 4.6 Verificar si existen protecciones operadas en línea 66 kV 4.7 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3. 4.8 Sincronización Unidades Diesel Nos 1, 2 y 3. 4.9 Señal de partida a Unidad General Electric No 5. 4.10 Sincronización de Unidad General Electric Nos 5. 4.11 Previa comunicación con CTP, proceder a la normalización del servicio

de acuerdo a, la disponibilidad de potencia en giro, estabilidad de las unidades en servicio, y a la prioridad de cierre parcial o total de los alimentadores.

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

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

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

4.16 Normalizar el suministro eléctrico de los alimentadores: 4.17 Cerrar R-9. 4.18 Cerrar R-14. 4.19 Cerrar R-3. 4.20 Cerrar R-16. 4.21 Cerrar R-11. 4.22 Cerrar R-15.

Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación Nazarino Peña F. Jefe Depto. Técnico Mario Sillard A. . Subgerente Pta. Arenas




CTP - CPA

“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 BT-1,

POR FALLA LÍNEA DE 66 kV.”





VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011. SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DE SERVICIO. “APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 BT-1, POR FALLA LÍNEA DE 66 kV.” DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La apertura del interruptor de poder 52 BT-1 en la Central Tres Puentes, provoca la pérdida total del servicio de la subestación Punta Arenas. Ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares : a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Línea de 23 kV. operativa hasta 9 MW. d) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de

Media Tensión y su operación desde la CPA, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en que ocurra la falla.

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

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

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

automático”. j) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio. 3. Procedimiento de Emergencia N°3 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes . 3.1 Operador detecta apertura de Int. 52 BT-1; línea de 66 kV. fuera de

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

frecuencia exclusiva N°3.



3.3 Verificar protecciones operadas línea de 66 kV. 3.4 Aviso de inmediato a “Operaciones de Distribución” por radio frecuencia

exclusiva N°1. 3.5 Ajustar consignas preestablecidas de Frecuencia y Voltaje. 3.6 Espera instrucciones desde Despacho de Carga Central. 3.7 Ajustar consignas de frecuencia y voltaje con la normalización de cada

Alimentador. 4. Procedimiento de Emergencia N°3 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas . 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación a Supervisores. 4.4 Dar orden manual de apertura a Int. 52 C1, 52 C2, 52 CT-7 y 52 BT-2. 4.5 Abrir con botoneras de desenganche Int. 52 C3, 52 C8, 52 C9, 52 C10. 4.6 Despacho de Carga Central avisa a CTP que cerrará Int. 52 CT-6. 4.7 En sala de comando, panel remoto línea 23 kV., colocar switch de

sincronización en posición de “0” a “1”. 4.8 Cerrar Interruptor de Poder 52 CT-6 línea de 23 kV. 4.9 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C1. 4.10 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C2. 4.11 Señal de partida a TG General Electric No 5 desde control remoto. 4.12 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C3. 4.13 Verificar carga total línea de 23 kV. 4.14 Señal de partida a unidades Diesel Nos 1 - 2 y 3. 4.15 Sincronizar unidades diesel Nos 1 - 2 y 3. 4.16 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C9.

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

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

4.18: caso contrario continuar 4.19. 4.18 Resetear relé y cerrar Interruptor 52 C8.

Con estas maniobras quedan normalizados los alimentadores de la subestación Punta Arenas.

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

alimentadores normalizados, continuar pto. 4.20; en caso contrario volver a pto. 4.17.

4.20 Retirar del servicio unidades diesel Nos 1 - 2 y 3. 4.21 Revisar en sala de maniobras línea de 66 kV. si existen protecciones

operadas. 4.22 Retirar relé 59 N en sala de maniobras línea 66 kV. (*) (*) Este relé será normalizado una vez energizada línea de 66 kV., es decir, cerrados Int. de poder 52 BT-1 y 52 BT-2.



Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación Nazarino Peña F. Jefe Depto. Técnico Mario Sillard A. . Subgerente Pta. Arenas




CTP - CPA

“ESTANDO EL TG N°1 HITACHI COMO UNIDAD BASE DEL SISTEMA ELÉCTRICO, SE PRODUCE LA DETENCIÓN DE UN TG QUE ESTÉ EN PARALELO CON LA UNIDAD N° 1, ES DECIR, N° 4, N° 7, N° 8, N° 9 o N° 10”.





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

DETENCIÓN DE CUALQUIER TG QUE ESTÉ EN PARALELO CON UNIDAD N°1 HITACHI; N°4 SOLAR MARS 100, N°7 SOLAR TITÁN, N°9 SOLAR TITÁN o Nº8 GE-10.

DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción .

La detención de cualquier TG que esté en paralelo con el TG Hitachi, provoca la pérdida parcial del servicio debido a la operación de los relés de baja frecuencia; el rechazo de carga instantáneo provoca una baja de frecuencia del sistema, que dependerá de la magnitud de la carga en las unidades mencionadas. Durante horarios de mayor demanda, superiores a la potencia nominal del TG Hitachi (24 MW.), esta situación es más incidente debido a que los turbogeneradores aportan aproximadamente entre un 23% y un 33% de la carga total del sistema (entre 9 y 13,5 MW.); la pérdida instantánea de esta potencia provoca una carga adicional al TG Hitachi, cayendo la frecuencia del sistema hasta los valores prefijados y operando los relés de baja frecuencia en forma coordinada. Ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio:

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

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

Media Tensión y su operación desde la CPA, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial o total, dependiendo del horario en que ocurra la falla.

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

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



j) En CPA TG GE N°5 fuera de servicio. 3. Procedimiento de Emergencia N°4 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes . 3.1 Detención de cualquier TG que está en paralelo con el TG Hitachi. 3.2 Operador detecta falla de la unidad, apertura del Int. de poder 52 G y

detención del Turbogenerador. 3.3 Verificar la frecuencia del sistema. 3.4 Verificar la carga total de la unidad Hitachi. 3.5 Aviso de inmediato a “Operaciones Generación CPA”, por radio

frecuencia exclusiva N°3. 3.6 Determinar Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia. 3.7 Verificar estado de protecciones (sobrecorriente, residual) de Int. “52 C”. 3.8 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de Poder

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

3.9 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de cada uno de los Int. de Poder.

3.10 Señal de partida a Unidades Nos 2 - 3 - 5. 3.11 Verificar protecciones operadas en unidad fallada. 3.12 Sincronizar Unidades CAT. Nos 2 - 3 - 5. 3.13 Esperar Instrucciones desde Central Punta Arenas. (pto. 4, 4.9). 3.14 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con la

normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los alimentadores que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia.

3.15 Cerrar Interruptor 52 C5. 3.16 Abrir R-10; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C4. 3.18 Abrir R-12 y R-18; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52

C7. 3.19 Abrir R-8; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C6. 3.20 Abrir R-13; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C11. 3.21 Cerrar Interruptor 52 E-1. 3.22 Cerrar: R-10, R-12, R-18, R-8, R-13. Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde la Central Tres Puentes. 4. Procedimiento de Emergencia N°4 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas . 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación a

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



4.5 Verificar estado de protecciones (sobrecorriente, residual) de Int. “52 C”. 4.6 Resetear relés de baja frecuencia. 4.7 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3 y TG GE N°5. 4.8 Sincronización Unidades Diesel Nos 1, 2 y 3. 4.9 Sincronización Unidad No 5 GE. 4.10 Previa comunicación con CTP, proceder a la normalización de los

alimentadores de acuerdo a la prioridad de cierre que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia.

4.11 Abrir R-9 y R-20; resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C3.

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

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

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

Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas. Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación Nazarino Peña F. Jefe Depto. Técnico Mario Sillard A. . Subgerente Pta. Arenas



PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 5

CTP - CPA

“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2 POR FALLA;

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

HORARIO DE BAJA CARGA



INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N° 5


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

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

“HORARIO DE BAJA CARGA” .

DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La apertura del Int. de poder 52 DT-2, ubicado en el patio de 11,5/13,2 kV. de la Central Tres Puentes, provoca la pérdida de suministro eléctrico de los alimentadores Nos 4 - 5 - 6 - 7 y 11. Además deja sin suministro a los dos (2) transformadores de servicios auxiliares que pertenecen a los consumos de la central y del motor a gas Caterpillar, el cual se detiene o queda fuera de servicio por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de normalización del suministro. 2. Consideraciones preliminares: a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Verificar la demanda instantánea del sistema. c) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, Nos 4, 5, 6, 7 y

11, inmediatamente antes de la falla. d) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de


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

f) Pérdida de los servicios auxiliares tomados del patio 13,2 kV.; si el motor a Gas Caterpillar estuviera en servicio, se detiene por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal.

g) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. h) Pérdida de los servicios auxiliares tomados del patio 13,2 kV. i) La falla se produce en un horario de baja carga. j) Presionar botón “discado automático” para comunicación a Supervisores. k) En CPA TG GE N°4 fuera de servicio.



3. Procedimiento de Emergencia N° 5 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes . 3.1 Operador detecta apertura de Int. de Poder 52 DT-2, por lo tanto,

alimentadores Nos 4, 5, 6, 7,11 y transformadores de SS/AA de patio 13,2 kV. fuera de servicio.

3.2 Aviso de inmediato a “Operaciones Generación CPA”, por radio frecuencia exclusiva N°3.

3.3 Ajustar frecuencia y voltaje de la(s) unidad(es) en servicio. 3.4 Verificar protecciones operadas del Int. de Poder 52 DT-2. 3.5 Abrir Interruptores de Poder 52 C4, 52 C5, 52 C6, 52 C7 y 52 C11. 3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de

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


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

transformador de 20 MVA de 11,5/13,2 kV. 3.10 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.5). 3.11 Operador CPA confirma cierre del Int. de poder 52 CT-6. 3.12 Cerrar Int. de Poder 52 C4, energizando patio 13,2 kV., (desde alim. N°9

de CPA), restableciendo SS/AA. 3.13 Señal de partida a unidades CAT Nos 2, 3, 5. 3.14 Sincronización de unidades CAT. Nos 2, 3, 5 (5,5 MW. disponibles). 3.15 Cerrar Int. de Poder 52 C5. 3.16 Cerrar Int. de Poder 52 C7. 3.17 Cerrar Int. de Poder 52 C6. 3.18 Cerrar Int. de Poder 52 C11. Con estas maniobras, quedan normalizados parcialmente o totalmente los alimentadores desde la Central Tres Puentes. 4. Procedimiento de Emergencia N° 5 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas .

4.1 Operador CPA recibe información de situación CTP por frecuencia exclusiva

N°3.

4.2 Presionar botón “discado automático” para comunicación a Supervisores.

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

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



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

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

4.6 Operador CPA cierra int. de Poder 52 CT-6 (línea de 23 kV.). 4.7 Operador CPA autoriza cierre del D-7. 4.8 Alimentador N°4 normalizado a través de CPA. 4.9 Operador CPA comunica a operador CTP que proceda a cerrar Int. de

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

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

4.11 Operador CPA autoriza cierre del D-8. 4.12 Alimentador N° 7 normalizado a través de CPA. 4.13 Operador CPA comunica a Operador CTP que proceda a cerrar Int. de

Poder 52 C7. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas. Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación Nazarino Peña F. Jefe Depto. Técnico Mario Sillard A. . Subgerente Pta. Arenas



PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA N° 5.1

CTP - CPA

“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2 POR FALLA;

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

HORARIO DE ALTA DEMANDA



INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N° 5.1


VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011. SITUACIÓN: PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO. APERTURA DE INT. DE PODER 52 DT-2 POR FALLA; PATIO 13,2 kV. C.T.P. FUERA DE SERVICIO. “HORARIO DE ALTA DEMANDA ”. DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La apertura del Interruptor de poder 52 DT-2, ubicado en el patio de 13,2 kV. de la Central Tres Puentes, provoca la pérdida de suministro eléctrico de los alimentadores Nos 4 - 5 - 6 - 7 - 11. Además deja sin suministro a los dos (2) transformadores de servicios auxiliares que pertenecen a los consumos de la central y del motor a gas Caterpillar, el cual se detiene o queda fuera de servicio por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de normalización del suministro. 2. Consideraciones preliminares : a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Presionar botón “discado automático” para comunicación a Supervisores. c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, Nos 4, 5, 6, 7 y 11

inmediatamente antes de la falla. e) La prioridad de cierre de los alimentadores es: Nos 5, 4, 7, 6 y 11. f) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. g) Pérdida de los servicios auxiliares tomados del patio 13,2 kV.; si el motor

a Gas Caterpillar estuviera en servicio, se detiene por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal.

h) El día y hora de la falla son determinantes en la normalización del servicio. i) Traspaso de carga entre alimentadores Nos: 1 y 3; 1 y 9; 4 y 9; 7 y 10. l) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media

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

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



Maniobras a realizar en Central Tres Puentes . 3.1 Operador detecta apertura del Int. de Poder 52 DT-2, por lo tanto,

alimentadores Nos 4, 5, 6, 7, 11 y transformadores de SS/AA del patio 13,2 kV. fuera de servicio.


3.3 Ajustar frecuencia y voltaje de la(s) unidad(es) en servicio. 3.4 Verificar protecciones operadas del Int. de Poder 52 DT-2. 3.5 Abrir Int. de Poder 52 C4, 52 C5, 52 C6, 52 C7, 52 C11. 3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de Poder



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

transformador de 20 MVA. 3.10 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.5).

Operador CPA avisa a operador CTP que cerrará Int. de Poder 52 CT-6 (línea de 23 kV.).

3.11 Operador CPA confirma cierre del Int. de poder 52 CT-6. 3.12 Cerrar Int. de Poder 52 C7, energizando patio 13,2 kV., (desde alim.

N°10 CPA) restableciendo SS/AA. 3.13 Señal de partida a unidades Nos 2, 3 y 5. 3.14 Sincronización de unidades Nos 2, 3 y 5. 3.15 Esperar Instrucciones desde CPA (pto. 4, 4.5). 3.16 Cerrar Int. de Poder 52 C4 hasta “R-10” . 3.17 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.32). 3.18 Cerrar Int. de Poder 52 C5. 3.19 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.27). 3.20 Cerrar Int. de Poder 52 C6. 3.21 Esperar instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.27) 3.22 Cerrar Int. de Poder 52 C11. Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde la Central Tres Puentes. 4. Procedimiento de Emergencia N° 5.1 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas . 4.1 Operador recibe información de situación CTP por radio frecuencia

exclusiva N°3.




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

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

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

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

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

4.8 Supervisor de Operaciones Distribución solicita autorización para abrir M-2.

4.9 Supervisor de Operaciones Generación autoriza abrir M-2. 4.10 Supervisor de Operaciones Distrib. solicita autorización para cerrar D-8. 4.11 Supervisor de Operaciones Generación autoriza cierre del D-8. 4.12 Operador CPA comunica a Operador CTP que proceda a cerrar Int. de

Poder 52 C7.

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

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

4.15 Supervisor de Operac. Distribución solicita autorización para cerrar D-15. 4.16 Supervisor de Operac. Generación autoriza cierre del D-15. 4.17 Supervisor de Operac. Distrib. solicita autorización para cerrar D-29

(unión alim. N°1 y N°9). En R-14 dejar sin protecci ones y cambiar de “Alt. Normal” a “Alt. N°3”.

4.18 Supervisor de Operac. Generación autoriza cierre del D-29. 4.19 Supervisor de Operac. Distrib. solicita autorización para cerrar D-9

(unión alim. N°1 y N°9. 4.20 Supervisor de Operac. Generación autoriza cierre del D-9. 4.21 Supervisor de Operac. Distrib. solicita autorización para abrir “ R-14”. 4.22 Supervisor de Operac. Generación autoriza abrir “ R-14”. 4.23 Supervisor de Operaciones de Distribución solicita a operador CPA abrir

“ R-10”, con el objeto de cerrar D-7 y energizar parcialmente el alim. N°4. 4.22.1 Supervisor de Operaciones Gener. autoriza a operador CPA abrir “ R-

10”. 4.25 Supervisor de Operaciones Distribución coordina maniobra en la red de

distribución sobre el Alimentador N°9, para cerrar D-7. 4.26 Supervisor de Operaciones Distrib. solicita autorización para cerrar

D-7. 4.27 Supervisor de Operaciones Generac. autoriza cierre del D-7. 4.28 Alimentador N°4 normalizado a través de CPA ha sta el “ R-10” .



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

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

4.31 Supervisor de Operaciones Generac. autoriza a oper. CPA a cerrar “ R-10”.

4.32 Operador CPA comunica a Operador CTP que proceda a cerrar Int. de Poder 52 C6.

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

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

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

4.37 Supervisor de Operaciones Generac. solicita cerrar “R-13”. 4.38 Supervisor de Operaciones Generac. solicita cerrar “R-12”. 4.39 Supervisor de Operaciones Generac. solicita cerrar “M-2”.

Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Tres Puentes y Punta Arenas. Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación Nazarino Peña F. Jefe Depto. Técnico Mario Sillard A. . Subgerente Pta. Arenas




CTP - CPA

“APERTURA DE INTERRUPTOR DE PODER 52 DT-2

POR FALLA DEL TRANSFORMADOR DE 20 MVA

O DEL AUTOTRANSFORMADOR DE 14 MVA.

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



INSTRUCCIÓN DE OPERACIÓN CTP- CPA N° 6


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

APERTURA DEL INT. DE PODER 52 DT-2, POR FALLA DEL TRANSFORMADOR DE 20 MVA.: PATIO 13,2 kV. C.T.P. FUERA DE SERVICIO.

PUESTA EN SERVICIO DEL AUTOTRANSFORMADOR DE 14 MVA.

DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. El 11 de noviembre de 2007, quedó en servicio el transformador de 20 MVA, en reemplazo de autotransformador de 14 MVA. Una falla en el sistema de protecciones sobre este nuevo equipo, causa la apertura del Interruptor de poder 52 DT-2, dejando sin suministro eléctrico a los alimentadores Nos 4 - 5 - 6 - 7 -11, y los dos (2) transformadores de servicios auxiliares que pertenecen a los consumos de la central y del motor a gas Caterpillar, el cual se detiene o queda fuera de servicio por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal; ante esta emergencia, el personal de operación deberá poner en servicio el autotransformador de 14 MVA, aplicando el siguiente plan de normalización del suministro. 2. Consideraciones preliminares : a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Presionar botón “discado automático” para comunicación a Supervisores. c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores, Nos 4, 5, 6, 7 y 11

inmediatamente antes de la falla. e) La prioridad de cierre de los alimentadores es: Nos 4, 5, 6, 11 y 7. f) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras. g) Pérdida de los servicios auxiliares tomados del patio 13,2 kV.; si el motor

a Gas Caterpillar estuviera en servicio, se detiene por falta de corriente alterna para su funcionamiento normal.

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

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

amperes .



3. Procedimiento de Emergencia N°6 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes . 3.1 Operador detecta apertura del Interruptor de Poder 52 DT-2, por lo tanto,

los alimentadores Nos 4, 5, 6, 7, 11 y transformadores de SS/AA del patio 13,2 kV. quedan fuera de servicio.


3.3 Ajustar frecuencia y voltaje de la(s) unidad(es) en servicio. 3.4 Verificar protecciones operadas que activaron la apertura del

Interruptor de Poder 52 DT-2. 3.5 Abrir Interruptor de Poder 52 C4, 52 C5, 52 C6, 52 C7, 52 C11. 3.6 Resetear Relé auxiliar “86T” de c/u de los Interruptores de Poder



3.8 Minuciosa inspección visual del patio de 11,5/13,2 kV. 3.9 En patio de 11.5/13,2 kV. “abrir” seccionadores 89 CT-2 y 89 DT-2 del

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

autotransformador de 14 MVA. 3.11 Previa comunicación con Central Punta Arenas. 3.12 Cerrar Interruptor de Poder 52 DT-2. 3.13 Cerrar Interruptor de Poder 52 C5. 3.14 Cerrar Interruptor de Poder 52 C4. 3.15 Cerrar Interruptor de Poder 52 C7. 3.16 Cerrar Interruptor de Poder 52 C6. 3.17 Cerrar Interruptor de Poder 52 C11. Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde la Central Tres Puentes. Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación Nazarino Peña F. Jefe Depto. Técnico Mario Sillard A. . Subgerente Pta. Arenas




CTP - CPA

“PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN DE DOS O MÁS TURBOGENERADORES EN SERVICIO

EN LA CTP” .





VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011 SITUACIÓN: PÉRDIDA TOTAL DEL SERVICIO POR LA DETENCIÓN DE 2 O

MAS TURBOGENERADORES EN SERVICIO: DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción. La situación más severa que enfrenta el Sistema Eléctrico es la pérdida total del suministro de energía eléctrica a la ciudad; ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan de recuperación del servicio: 2. Consideraciones preliminares : a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA.

b) Determinar si la pérdida del servicio se produjo por falla de alguno de los

Turbogeneradores o viene del sistema de distribución.

c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores.

e) Una vez energizada la barra en la CPA se energizará la CTP por línea 23 kV.

Posteriormente se energizará línea de 66 kV.

f) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas, permite el cierre de Alimentadores en forma parcial, o total dependiendo del horario en que ocurra la falla.

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

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

automático”.



3. Procedimiento de Emergencia N°7 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes . 3.1 Detención de alguna de las siguientes unidades en servicio: N°4 Solar Mars 100,

N°8 GE-10, N°7 Solar Titán 130, o N°9 Solar Titán 130. 3.2 Aviso de inmediato a CPA, por radio frecuencia exclusiva N°3. 3.3 Operador detecta detención de Unidades N°4 Solar Mars, Nº7 Solar Titán y Nº 8

GE-10, y apertura de los Interruptores de poder 52 G4, 52 G7, 52 G8 o 52 G9. 3.4 Operador determina si la falla se produjo en el sistema de generación o en el

sistema de distribución.

3.5 Verificar protecciones operadas en control local unidades. 3.6 Dar orden manual de apertura a Int. de Poder 52 BT-1. 3.7 Abrir Interruptores de poder 52 C4, 52 C5, 52 C6, 52 C7, 52 C11. 3.8 Desde el computador del Sistema Scada de Generación CTP, dar señal de

apertura a Interruptores de Poder 52 DT-1, 52 DT-2. 3.9 Revisar Interruptores 52 C operados por baja frecuencia. 3.10 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Interruptores de Poder de los

alimentadores (reponer vástagos lados izquierdo y derecho de los relés alarma y enclavamiento respectivamente).


3.12 Señal de partida a Unidades CAT. Nos 2, 3. 3.13 Esperar Instrucciones desde Central Punta Arenas (pto. 4, 4.9 ). 3.14 Cerrar Interruptor 52 DT-1. 3.15 Cerrar Interruptor 52 DT-2. 3.16 Señal de partida a Unidad CAT GAS No 5 3.17 Señal de partida a TGs que no causaron la falla (Un. N°4 , N°7 , Nº8,

N°9 ). 3.18 Sincronizar Unidades CAT. Nos 2 – 3 – 5. 3.19 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con la

normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los alimentadores.

3.20 Ajustar voltaje en panel de sincronización línea de 66 kV. 3.21 Cerrar Interruptor 52 BT-1. 3.22 Cerrar Interruptor 52 C5. 3.23 Cerrar Interruptor 52 C4. 3.24 Cerrar Interruptor 52 C7. 3.25 Cerrar Interruptor 52 C6. 3.26 Cerrar Interruptor 52 C11. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro desde la Central Tres Puentes.



4. Procedimiento de Emergencia N°7 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas . 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación a

Supervisores. 4.4 Dar orden manual de apertura a Interruptores de poder: 52 C1, 52 C2,

52 CT-7 y 52 BT-2. 4.5 Abrir con botoneras de desenganche Interruptores de Poder: 52 C3, 52

C8, 52 C9, 52 C10. 4.6 Verificar y anotar protecciones operadas línea 66 kV. 4.7 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3. 4.8 Sincronización Unidades Diesel Nos 1 y 2. 4.9 Señal de partida a Unidad General Electric Nos 5. 4.10 Retirar relé 59 N en celda de protecciones línea 66 kV. 4.11 Previa comunicación con CTP, se cierra Interruptores 52 CT-7 y 52 BT-2

energizando línea de 66 kV. 4.12 Sincronización de Unidad Diesel Sulzer N°3. 4.16 Cerrar Interruptor 52 C1. 4.14 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C3. 4.15 Cerrar Interruptor 52 C2. 4.16 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C9. 4.17 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C10. 4.18 Resetear relé de baja frecuencia y cerrar Interruptor 52 C8. 4.19 Instalar relé 59 N en celda de protecciones línea 66 kV. Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas. Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación Nazarino Peña F. Jefe Depto. Técnico Mario Sillard A. . Subgerente Pta. Arenas




CTP - CPA

“PÉRDIDA PARCIAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN TG Nº4 SOLAR MARS 100 O

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

UNIDADES ABASTECEN SUMINISTRO ELÉCTRICO





VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011. SITUACIÓN: UNIDADES EN PARALELO: MARS 100 Y TITÁN 130

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

DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción.

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

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

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

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


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

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

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



3. Procedimiento de Emergencia N°8 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes . 3.1 Detención de alguna de las siguientes Unidades N° 4, N° 7, N° 8 o N°9. 3.2 Operador detecta falla en TG N° 4, TG N° 7, TG Nº 8 o TG N°9,

provocando la apertura del Int. de poder 52 G4, 52 G7, 52 G8 o 52 G9 y detención del Turbogenerador N° 4, N° 7, Nº 8 o N°9 .

3.3 Verificar la frecuencia del sistema. 3.4 Verificar la carga total de las unidades que quedaron en servicio. 3.5 Aviso de inmediato a “Operaciones Generación CPA”, por radio

frecuencia exclusiva N°3. 3.6 Determinar Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia. 3.7 Verificar estado de protecciones (sobrecorriente, residual) de Int. “52 C”. 3.8 Resetear Relé auxiliar “86T” de cada uno de los Int. de Poder operados

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

3.9 Resetear alarmas operadas en Relé Alstom de cada uno de los Int. de Poder.

3.10 Señal de partida a Unidades Nos 2 - 3 - 5. 3.11 Verificar protecciones operadas de la Unidad que causó la falla. 3.12 Sincronizar Unidades CAT. Nos 2 - 3 - 5. 3.13 Esperar Instrucciones desde Central Punta Arenas. (pto. 4, 4.9). 3.14 Previa autorización desde Despacho de Carga Central, continuar con la

normalización del servicio, de acuerdo a la prioridad de cierre de los alimentadores que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia.

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

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

4. Procedimiento de Emergencia N°8 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas . 4.1 Operador detecta situación anormal. 4.2 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.3 Presionar botón “discado automático” para comunicación a

Supervisores. 4.4 Determinar Interruptores “52 C” operados por baja frecuencia. 4.5 Verificar estado de protecciones (sobrecorriente, residual) de Int. “52 C”. 4.6 Resetear relés de baja frecuencia. 4.7 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3. 4.8 Puesta en marcha Unidad General Electric No 5. 4.9 Sincronización Unidades Diesel Nos 1, 2, 3. 4.10 Sincronización Unidad General Electric Nos 4.



4.11 Previa comunicación con CTP, proceder a la normalización de los alimentadores de acuerdo a la prioridad de cierre que se hayan abierto efectivamente por baja frecuencia.

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




Con estas maniobras, queda normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas. Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación Nazarino Peña F. Jefe Depto. Técnico Mario Sillard A. . Subgerente Pta. Arenas




CTP - CPA

“ PÉRDIDA TOTAL O PARCIAL DEL SERVICIO

ELÉCTRICO POR FALLA EN EL SUMINISTRO DE GAS

NATURAL A LAS INSTALACIONES DE EDELMAG S.A. ”

“HORARIOS DE ALTA Y BAJA DEMANDA”




MANIOBRAS ANTE SITUACIÓN DE EMERGENCIA

SISTEMA DE GENERACIÓN CIUDAD DE PUNTA ARENAS VIGENCIA: 31 DE MAYO DE 2011. SITUACIÓN: UNIDADES EN SERVICIO Y/O DISPONIBLES: TG Nº1

HITACHI, TG Nº4 MARS 100, TG Nº7 TITÁN 130, TG Nº9 TITÁN 130, TG Nº8 GE-10, O GAS CATERPILLAR. “PÉRDIDA PARCIAL O TOTAL DEL SERVICIO POR DETENCIÓN PROGRAMADA O FORZADA DE TURBOGENERADORES QUE FUNCIONAN CON GAS NATURAL”. “HORARIOS DE ALTA Y BAJA DEMANDA ”.

DIRIGIDO A: OPERADORES CENTRALES CPA - CTP. 1. Introducción.

La Empresa Gasco S.A. abastece de gas natural a las instalaciones de Edelmag S.A., en las centrales Tres Puentes y Punta Arenas, con una presión de 500 PSI en la Central Tres Puentes y una presión media de 250 PSI en la Central Punta Arenas; los valores regulados para el funcionamiento de los turbogeneradores oscila entre 400, 250 y 100 PSI. Una baja progresiva de presión en el suministro es detectada por el sistema de monitoreo, lo que permite tomar decisiones inmediatas, tal como la puesta en servicio de todas las unidades diesel disponibles; la disminución en la presión hasta “valores menores a los regulados”, causan la detención de los turbogeneradores que estén en servicio; el rechazo de carga instantáneo provoca una baja de frecuencia del sistema, que dependerá de la magnitud de la carga y del horario en que ésta se produzca, cayendo la frecuencia del sistema hasta los valores prefijados y operando los relés de baja frecuencia en forma coordinada. “La potencia total en giro con unidades diesel es d e 42.580 kW., la que supera la demanda máxima registrada en mayo de 2011, por lo tanto, no es necesaria la restricción en el suminis tro eléctrico. La aplicación del Plan de Restricción de Suministro, s e basa en el supuesto escenario que no haya potencia suficiente, lo que restringe la potencia total disponible. Suponiendo que la unidad generadora con petróleo de menor potencia (GE-10) e sté fuera de servicio, restringe la potencia total a un 77% (32. 950 kW.), lo que hace necesaria la aplicación del Plan de Restricció n de Suministro, ver Anexo 1. Los sectores afectados por la restricc ión se modificarán de acuerdo con la duración de la falla (horas, días,



semanas, meses) intentando compensar equitativament e la pérdida del suministro eléctrico”. En Septiembre de 2010 GASCO S.A. actualizó el “Prot ocolo de Operación de Estaciones de Regulación de Gas Natura l”, “Anexo 6”, cuyo objetivo es determinar las responsabilidad es, específicamente ante situaciones de emergencia. En este Anexo se omiten las especificaciones para las Centrales Puer to Natales y Porvenir.

2. Consideraciones preliminares : a) Coordinación Despacho de Carga de Emergencia desde la CPA. b) Presionar botón “discado automático” para comunicación a Supervisores. c) Verificar la demanda instantánea del sistema. d) Verificar la demanda instantánea de los alimentadores. e) La aplicación del Plan de Restricción de Suministro, “Anexo 1” ,

dependerá de la hora en que se produzca la anomalía, clasificando la emergencia en “horario de alta demanda” y “horario de baja demanda”.

f) La incorporación de los Reconectadores en la Red de Distribución de Media Tensión y su operación desde la Central Punta Arenas, permite la aplicación del Plan de Restricción de Suministro, dependiendo del horario en que ocurra la anomalía.

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

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

j) Si los TGs N°s 7, 8 y 9 en CTP estuvieran deteni das, dar señal de partida con gas, y realizar el traspaso posterior cuando estén aproximadamente a un 25% de la carga. Si los TGs están en servicio disminuir carga hasta el 25% y proceder al traspaso a combustible líquido.

k) Puesta en marcha de las Unidades Generadoras Diesel. k) En CPA TG GE N° 4 fuera de servicio. 3. Procedimiento de Emergencia N°9 Central Tres Puentes: Maniobras a realizar en Central Tres Puentes . 3.1 Operador detecta alarma “baja presión gas”; en batería de gas confirma

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

Sulzer Nos 1-2-3. 3.5 Señal de partida y sincronización de unidades diesel Caterpillar Nos 2 y

3.



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

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

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

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

3.10 Si la Unidad N°9 Solar Titán está en servicio, disminuir carga hasta aproximadamente un 25%, abrir pantalla “sistema de combustible”, activar Icono “selección de combustible líquido”, confirmar consigna; se realizará gradualmente el traspaso de combustible gas a 100% combustible líquido, en aproximadamente 5 minutos.

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

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

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

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

Con estas maniobras, quedan normalizados los alimentadores desde la Central Tres Puentes. 4. Procedimiento de Emergencia N° 9 Central Punta Arenas: Maniobras a realizar en Central Punta Arenas . 4.1 Comunicación por frecuencia exclusiva N°3. 4.2 Operador CTP informa a operador CPA situación anormal y solicita

la puesta en servicio y sincronización de unidades diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3.




4.4 Puesta en marcha Unidades Diesel Sulzer Nos 1, 2 y 3. 4.5 Sincronización Unidades Diesel Nos 1, 2, 3. 4.6 Aplicar Plan de Restricción de Suministro “horario de alta demanda”. 4.7 Aplicar Plan de Restricción de Suministro “horario de baja demanda”. 4.8 Coordinación general despacho de carga de emergencia desde la CPA. Con estas maniobras, queda parcialmente normalizado el suministro eléctrico desde la Central Punta Arenas. Wilfredo Campos M. Jefe Sección Operación Nazarino Peña F. Jefe Depto. Técnico Mario Sillard A. . Subgerente Pta. Arenas



ANEXO B


DE PUERTO NATALES

VERSIÓN AGOSTO 2011



PLAN DE CONTINGENCIA

CENTRAL PUERTO NATALES

AGOSTO 2011



ÍNDICE

ITEM N° CONTENIDO PÁGINA

1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA 3

2 OPERACIÓN EN CASO DE CONTINGENCIAS DE 4 UNIDADES GENERADORAS

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

4 CONSIDERACIONES FINALES 27



1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA DE PUERTO NATALES

1.1 Introducción La Empresa Eléctrica de Magallanes, en la ciudad de Puerto Natales, suministra energía eléctrica aproximadamente a 7.600 clientes, principalmente de tipo residencial, comercial e industrial. La Central Puerto Natales se emplaza en la periferia de la ciudad, y en la actualidad posee una Instalación de Generación compuesta por nueve (9) unidades, con una potencia total nominal de 8.770 kW. La distribución de energía eléctrica se realiza en Media y Baja Tensión a través de cuatro (4) alimentadores con una tensión de 13,2 kV y 171 subestaciones eléctricas de distribución con una razón de 13.200/380-220 Volts, suministrando energía eléctrica a la totalidad del sector urbano y gran parte del área rural. A mediano plano se incorporará al sistema de distribución en Media Tensión un nuevo alimentador (Alimentador N°5). 1.2 Características de la Demanda La demanda máxima del sistema eléctrico de Puerto Natales comúnmente se produce en el período Abril-Mayo, alcanzando durante el año 2011 un valor de 4.820 kW. El consumo de energía eléctrica es predominantemente residencial y comercial, este último relacionado con productos y servicios del área turismo. Existen en menor proporción clientes de tipo industrial con fluctuación de demanda, lo que obliga a mantener un excedente de potencia en giro de 500 kW. 1.3 Características de las Unidades Generadoras La generación base se realiza con las unidades a gas WAUKESHA Nºs 3 y 8; JENBACHER N° 9 y SOLAR Nº 5, las cuales son apoyada s normalmente con la turbina SOLAR Nº 4, según el incremento o variación que registre la demanda durante el transcurso del día. Con relación a la potencia disponible real en cada máquina, esta puede variar en función de las condiciones atmosféricas registradas en el momento, como por ejemplo temperatura ambiente y presión atmosférica.



En la siguiente tabla, se presentan las principales características de las unidades que componen las instalaciones de Generación en la Central Puerto Natales.

Unid. N°

Marca - Modelo Tipo Combustible

Potencia (kW) Nominal Real

1 Motor Morse Diesel 150 2 Motor Morse Diesel 300 3 Motor Waukesha 9390 Gas 1.175 4 Turbina Solar Gas - Diesel 800 5 Turbina Solar Gas - Diesel 800 6 Motor Caterpillar 3516 Diesel 1.500 8 Motor Waukesha 9390 Gas 1.175 9 Motor Jenbacher Gas 1420 10 Motor Palmero Diesel 1450

TOTAL 8.770



2. OPERACIÓN EN CASO DE CONTINGENCIAS DE UNIDADES GENERADORAS

2.1 Operación en estado normal La operación normal y habitual de las unidades generadoras, está determinada por la suficiencia de la Central Puerto Natales y el despacho económico de carga, controlado diariamente según el nivel de demanda solicitado por el sistema. Operación en caso de contingencias Ante contingencias simples o severas en las instalaciones de Generación, se aplicará el presente Plan de Contingencia, el cual se adaptará de acuerdo a las condiciones imperantes en el momento. Para efectos de análisis de las contingencias, consideraremos la Demanda Máxima producida en el año 2011, la que ha alcanzado un valor máximo de 4.820 kW. Este plan considera un número máximo simultáneo de dos (2) unidades en condición de contingencia, sea ésta simple o severa. Por este motivo, es necesario limitar el consumo de los clientes, desde un sector o subestación, hasta uno o más alimentadores de distribución. La secuencia de apertura de alimentadores en condición de contingencia, fue diseñada intentando provocar los menores perjuicios posibles a los clientes del sistema, y priorizando la continuidad del suministro a las cargas críticas y sector centro de la ciudad.



2.3 CONTINGENCIA SIMPLE DE UNA (1) UNIDAD GENERADORA

2.3.1 Contingencia: Indisponibilidad Unidad Nº 1


2.3.3 Contingencia: Indisponibilidad Unidad N° 3

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

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

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




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








2.4

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

Déficit de Potencia (kW) 0 Plan de acción













3.4 CONTINGENCIA SEVERA DE DOS (2) UNIDADES GENERADORAS

2.4.1 Contingencia: Indisponibilidad Unidades Nºs 1 y 2














2.4.22 Contingencia: Indisponibilidad Unidades N°s 4 y 5














3. OPERACIÓN EN CASO DE CONTINGENCIAS EN INTERRUPTO RES

DE PODER EN EL PATIO DE MEDIA TENSIÓN 3.1 Operación en estado normal Por ser elementos de protección y maniobra, la operación normal y habitual de los interruptores de poder es mínima y está determinada por los eventos que se produzcan en la red de distribución en Media o Baja Tensión programados o por condiciones de contingencias. Los cuatro interruptores de poder de los alimentadores son de similares características técnicas, las que se indican a continuación:

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

3.2 Operación en caso de contingencias Ante contingencias que afecten a cualquiera de los interruptores de poder instalados en el Patio de Media Tensión de la Central Puerto Natales, se aplicará el presente Plan de Contingencia, el que se adaptará de acuerdo a las condiciones imperantes en el momento. Para efectos de análisis de las contingencias, se considerará la Corriente Máxima suministrada en el año por cada alimentador, las que se indican en el cuadro siguiente:

Alimentador N°

Corriente Máx.

Real (Amp.)

Ajuste de Protecciones (Amp.) Sobrecorriente Residual

1 66 80 15 2 45 60 10 3 76 85 10 4 54 60 10

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



ocurrida la falla o en las diversas maniobras de interconexión de uno o más alimentadores de distribución realizadas con posterioridad. 3.3 CONTINGENCIA SIMPLE O SEVERA DE UN (1)

INTERRUPTOR DE PODER

3.3.1 Contingencia: Indisponibilidad Interruptor de Poder Alim. N° 1

(52C1)

Corriente Máx. Alimentador N° 1 (Amp.) 66 Elementos de Maniobra D3 Plan de acción

i. Una vez determinada la condición de falla del interruptor del alimentador N°1 (52C1), efectuar las siguientes maniobras en la Central de Puerto Natales:

• Apertura de desconectadores N°s 89C1-1 y 89C1-2 • Modificar protección de sobrecorriente del Alimentador N° 2 de 80 a

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

Media Tensión.

ii. Encargado de Distribución realiza interconexión de alimentadores N°s 1 y 2, mediante la siguiente secuencia de maniobras:

• Cierre manual de desconectador bajo carga D3 • Coordinar maniobras con Operador Central Puerto Natales.

iii. Operador Central Puerto Natales finaliza faena de interconexión, mediante

la siguiente secuencia de maniobras: • Cierre remoto de reconectador R1 • Cierre remoto de reconectador R3 • Cierre remoto de reconectador R7

iv. Determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad, de no ser

posible, proceder al reemplazo del interruptor afectado.



3.3.2 Contingencia: Indisponibilidad Interruptor de Poder Alim. N° 2 (52C2)

Corriente Máx. Alimentador N° 2 (Amp.) 45 Elementos de Maniobra D2 y D3 Plan de acción



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

Media Tensión.

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

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

iii. Determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad, de no ser




3.3.3 Contingencia: Indisponibilidad Interruptor de Poder Alim. N° 3

(52C3)

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



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

Media Tensión.

ii. Encargado de Distribución realiza interconexión de alimentadores N°s 3 y 4, mediante la siguiente secuencia de maniobras:

• Cierre manual de desconectador bajo carga D4

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

• Cierre remoto de reconectador R4

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



3.3.4 Contingencia: Indisponibilidad Interruptor de Poder Alim. N° 4 (52C4)

Corriente Máx. Alimentador N° 2 (Amp.) 54 Elementos de Maniobra D1 y D4 Plan de acción



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

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

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

Media Tensión.

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

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

iii. Determinar el origen de la falla y corregirlo a la brevedad, de no ser




4. CONSIDERACIONES FINALES Este Plan de Contingencia debe ser revisado y actualizado constantemente de acuerdo a las condiciones operativas de cada unidad generadora y las limitaciones de largo plazo que pudieran afectar su funcionamiento. Todas las emergencias originadas por fallas en unidades generadoras y en interruptores de poder en Media Tensión, con o sin restricción en el suministro a los clientes de Puerto Natales, deben ser avisadas inmediatamente al Administrador Puerto Natales, al Jefe de Mantenimiento y al Encargado de Distribución, y manejadas de acuerdo a la metodología indicada por este Plan de Contingencia hasta la regularización de la condición de falla.

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



ANEXO C


DE PORVENIR

VERSIÓN 2011




DE PORVENIR



1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA. 1.1 Introducción La Empresa Eléctrica de Magallanes, en la ciudad de Porvenir, suministra energía eléctrica aproximadamente a 1.800 clientes, de tipo residencial y principalmente de tipo industrial, aumentando la demanda producto de nuevas empresas instaladas en la ciudad. La Central Porvenir se emplaza en el barrio industrial de la ciudad, y en la actualidad posee una Instalación de Generación compuesta por siete (7) unidades, con una potencia total nominal aproximada de 7.545 kW. Éstas, alimentan a la red de distribución a través de cuatro alimentadores. Los alimentadores Nº 1, Nº 3 y N° 4, son industriales , con clientes de gran potencia como por ejemplo el Frigorífico Patagonia, Nova Austral, y Marine Gel, entre otros. El alimentador Nº 2 abastece de energía al sector residencial. Debido a que el sistema eléctrico de Porvenir, es principalmente de tipo industrial, debemos conocer y manejar nuestro plan de contingencia, para entregar a nuestros clientes un servicio confiable, que no produzca retraso o pérdidas en los procesos productivos. 1.2 Características de la Demanda Actualmente las demandas máximas en el sistema se presentan en dos horarios, el primero comprendido entre las 08:00 y 09:30 hrs. alcanzando una demanda máxima de 2.500 kW., y el segundo, entre las 14:30 y las 16:00 hrs. Con una demanda de 3.250 kW. Como la demanda del sistema eléctrico de Porvenir, es mayoritariamente industrial, se presentan fluctuaciones de carga de hasta 300 kW., por lo que se requiere mantener constantemente un excedente de potencia en giro de un mínimo de 10% sobre la demanda para absorber estas variaciones. 1.3 Características de las Unidades Generadoras La generación base, se realiza con las unidades a gas WAUKESHA Nº 6 y WAUKESHA Nº 7, las cuales son apoyadas normalmente con el motor WAUKESHA Nº 4, y Caterpillar 3516, N° 9, según el i ncremento o variación que registre la demanda durante el transcurso del día. En la siguiente tabla, se presentan las principales características de las unidades que componen las instalaciones de Generación en la Central Porvenir.



Unid. Marca - Modelo Tipo Potencia (kW)

N° Combustible Nominal Real 1 Motor Caterpillar 3508 Diesel 720 648 2 Motor Deutz Diesel 200 180 3 Motor Deutz Diesel 200 180 4 Motor Waukesha 7042 Gas 875 788 5 Motor Caterpillar 3512 Diesel 920 800 6 Motor Waukesha 9390 Gas 1.175 1.058 7 Motor Waukesha 9390 Gas 1.175 1.058 8 Motor Palmero Diesel 1.360 1.224 9 Motor Caterpillar 3516 Gas 920 800

TOTAL 7.545 6.736

2. OPERACIÓN EN CASO DE CONTINGENCIAS DE UNIDADES

GENERADORAS 2.1 Operación en estado normal La operación normal y habitual de las unidades generadoras, está determinada por la suficiencia de la Central Porvenir y el despacho económico de carga controlado diariamente, según el nivel de demanda solicitado por el sistema. 2.2 Operación en caso de contingencias Ante contingencias simples o severas en las instalaciones de Generación, se aplicará el presente Plan de Contingencia, el cual se adaptará de acuerdo a las condiciones imperantes en el momento. Para efectos de análisis de las contingencias, consideraremos la Demanda Máxima producida en el año, y que para el presente año corresponde a 3.250 kW. Este plan considera un número máximo simultáneo de dos (2) unidades en condición de contingencia, sea ésta simple o severa. Por este motivo, es necesario limitar el consumo de los clientes, desde un sector o subestación, hasta uno o más alimentadores de distribución. Las unidades generadoras números 1,2 y 3 fueron retiradas del parque generador en Enero de 2006, pero permanecen conectadas y operativas como respaldo de emergencia aunque en forma normal no sean despachadas. La secuencia de apertura de alimentadores por EDAC en condición de contingencia, fue diseñada intentando provocar los menores perjuicios posibles a los clientes del sistema, y priorizando la continuidad del suministro a las cargas críticas y sector centro de la ciudad.



2.3 Contingencia simple de una (1) unidad generador a. 2.3.1 Contingencia: Indisponibilidad Unidad Nº 1





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

pero permanece operativa como respaldo de emergencia.




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

pero permanece operativa como respaldo de emergencia.









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









2.4 Contingencia severa de dos (2) unidades generadoras






iii. Estas unidades, fueron retiradas del parque generador a partir de Enero

2006, pero permanecen operativas como respaldo de emergencia.














Potencia no Disponible (kW) 1.640 Potencia Disponible (kW) 5.905 Déficit de Potencia (kW) 0 Plan de acción ¡. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer la

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

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

Potencia no Disponible (kW) 1.895 Potencia Disponible (kW) 5.650 Déficit de Potencia (kW) 0 Plan de acción ¡. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer la








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
















Potencia no Disponible (kW) 1.375 Potencia Disponible (kW) 6.170 Déficit de Potencia (kW) 0 Plan de acción iii. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer la


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







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

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

Potencia no Disponible (kW) 1.123 Potencia Disponible (kW) 6.422 Déficit de Potencia (kW) 0 Plan de acción vii. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer la


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













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


Potencia no Disponible (kW) 2.095 Potencia Disponible (kW) 5.450 Déficit de Potencia (kW) 0 Plan de acción iii. Debido a que la potencia disponible es suficiente para abastecer la


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



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

Se puede producir la pérdida parcial o total del servicio, debido a problemas que se originen en los interruptores de poder del patio de Media Tensión que suministra energía eléctrica a los cuatro alimentadores. Ante la falla de un interruptor general de algún alimentador, el suministro se deberá realizar a través de otro alimentador, realizando traspasos de carga, utilizando para ello los desconectadores en el patio de M.T. y los equipos de maniobras ubicados en la red distribución. Ante esta emergencia, el personal de operación deberá ejecutar el siguiente plan en caso de contingencia. Como consideración previa a cualquier maniobra a realizar para traspasar carga debido a la falla de un interruptor, se deberá coordinar la protección de sobrecorriente del Alimentador que abastecerá la potencia adicional. 3.1 Contingencia Interruptor Alimentador Nº 1 ( 52C 1 )

Interruptor General Alimentador Nº 1 35 Amp.

Corriente Máxima Alimentador Nº 1 26 Amp.

En este caso, el suministro de potencia se deberá realizar traspasando toda la carga al Alimentador Nº 2. En caso que se requiera, el interruptor general del alimentador Nº 2 (Reconectador KFVME control Form 5), permite que se realice el cambio de la capacidad a una alternativa más adecuada, en forma provisoria.



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

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



3.2 Contingencia Interruptor Alimentador Nº 2 ( 52 C2 )



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



Se deberá realizar las siguientes maniobras en el patio y red de distribución de Media Tensión para poder traspasar la carga del alimentador Nº 2 al Nº 3:

• Cambio curva Alternativa Interruptor. • Abrir 89C2-2 • Cerrar M 1 • Cerrar D 3







Se deberá realizar las siguientes maniobras en el patio y red de distribución de Media Tensión para poder traspasar la carga del alimentador Nº 3 al Nº 2.

• Abrir 89C3-2 • Cerrar M 1 • Cerrar D 3

El punto 3.3, presenta el siguiente inconveniente. Cuando se produce la demanda máxima, el alimentador no puede tomar toda la carga del otro, debido a las limitaciones del tipo de interruptor, por lo que sería necesario considerar el suministro hasta un máximo de 1.600 KW.









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

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

El punto 3.4, presenta el siguiente inconveniente. Cuando se produce la demanda máxima, el alimentador no puede tomar toda la carga del otro, debido a las limitaciones del tipo de interruptor, por lo que sería necesario limitar el suministro hasta un máximo de 1.600 KW. 4. CONSIDERACIONES FINALES Este Plan de Contingencia debe ser revisado y actualizado constantemente de acuerdo a las condiciones operativas de cada unidad generadora y las limitaciones de largo plazo que pudieran afectar su funcionamiento. Todas las emergencias originadas por fallas en unidades generadoras, con o sin restricción en el suministro a los clientes de Porvenir, deben ser avisadas inmediatamente al Administrador, Jefe de Mantenimiento y Encargado de Distribución, y manejadas de acuerdo a la metodología indicada por este Plan de Contingencia hasta la regularización completa de la condición anormal.



ANEXO D


DE PUERTO WILLIAMS

VERSIÓN 2011



PLAN DE CONTINGENCIAS PUERTO WILLIAMS

GENERACIÓN Objetivo El presente Plan de Contingencias, tiene por objetivo establecer un procedimiento general de trabajos a ejecutar ante fallas de los sistemas eléctricos, destinado a disminuir al máximo el tiempo sin suministro a los clientes conectados a la red de distribución de Puerto Williams, la cual está conformada por tres alimentadores de media tensión y diecinueve subestaciones. Antecedentes Este Plan de Contingencia, considerará los disturbios provenientes de Distribución y de Generación típicos de la topología actual del sistema de Pto. Williams, es decir, hay tres alimentadores, y que distribuyen la energía a los siguientes sectores:

1. Alimentador Nº 1.- Este sale del patio de media tensión en dirección sur – norte, hasta el camino que une Pto. Williams con Caleta Eugenia, en el borde costero y alimenta hacia el Este, a las tres pesqueras. Dos de las cuales se encuentran fuera de servicio, las que conforman un total de 5 sub estaciones con 520 KVA en servicio.

2. Alimentador Nº 2.-

Este sale del patio de media tensión en dirección sur – norte, en forma paralela al alimentador N° 1, partiendo en este caso, desde el camino que une Caleta Eugenia con Pto. Williams, hacia el Oeste. Suministrando energía a un total de 7 subestaciones con 580 Kva en servicio.

3. Alimentador Nº 3.- Este sale del patio de media tensión y se dirige hacia Villa Ukika, por el camino de acceso a la central y alimenta a la ciudad entrando por calle



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

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

1. Unidad Nº 1; Caterpillar 3508 B. de 590 kW., como unidad base. 2. Unidad Nº 2; Caterpillar 3508 de 730 kW. 3. Unidad Nº 3; Caterpillar 3412 de 350Kw 4. Unidad N°4; Cummins 4 de 250 Kw. 5. Unidad N°5; Cummins 5 de 250 Kw. 6. Unidad N°6; Cummins 6 de 250 Kw. 7. Unidad N°7; Detroit 7 de 250 Kw.



INDICE

PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA

INSTRUCCIÓN Nº CONTENIDO PÁGINA 1.1 Falla generación por falta de combustible 3.-

1.2. Falla de una unidad de generación. 3.- 1.3. Apertura de Interruptor Termomagnético unidad

Generadora. 3.-

2.1. Falla Subestación elevadora de 630 kVA. 4.- 2.2 Falla Subestación elevadora de 800 kVA 5.- 2.3 Fusible quemado en patio media tensión. 6.-

1. Falla en Sistema de Generación.

Actualmente el Caterpillar 3508B de 590 kW, es la unidad base del sistema, es decir, funciona con baja y alta carga, supliéndose con el Cummins 6 en las horas punta. Adicionalmente se cuenta con un Caterpillar 3508 de 730 kW., y las tres unidades de 230 kW., cada una y mencionadas al inicio de este documento, para respaldo. Hay tres tipos de falla que pueden provocar una pérdida del suministro: 1) La que impida el funcionamiento de las dos unidades Caterpillar, Cummins y Detroit, debido a la falta de combustible por la no llegada del ferry que lo trae desde Pta. Arenas, 2) Por falla de una unidad existente, y 3) Por falla en un equipo en el patio de media tensión. 1.1.- Pérdida total del suministro por falta de combustible.- Este caso se produciría solo si el Ferry no llegara por tres semanas consecutivas y aún así, tenemos la disponibilidad de solicitar petróleo a la Armada para esta contingencia. Lo anterior, por que contamos con dos estanques de petróleo diesel, que sumados nos dan un volumen de 80 m3., y nuestra política de utilización corresponde a mantener siempre llenos los estanques, es decir, se rellena semanalmente.



Cabe hacer presente que el consumo de petróleo diesel varía entre 16 a 20 m3., por semana, dependiendo de la demanda en época de invierno. 1.2.- Pérdida total del suministro por falla de una unidad de generación.- En este evento, se deben verificar las alarmas involucradas en la falla y determinar los motivos de la misma. Una vez hecho lo anterior, conectar las unidades al sistema mediante el cierre de los interruptores de los alimentadores de media tensión.

Consideraciones generales.

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

caída. • Puesta en marcha las unidades generadoras disponibles

1.2.1.- Falla de la unidad N° 2.-

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

unidad N° 1 con el siguiente procedimiento.

• Verificar que se encuentren abiertos interruptores 52C1, 52C2 y 52C3.

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

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

totalmente.

1.2.2.- Falla de la unidad N° 1.-

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

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

procedimiento.



• Verificar que se encuentren abiertos interruptores 52C1, 52C2 y 52C3.

• Verificar que se encuentre abierto interruptor G1 • Poner en marcha Unidad Generadora Nº 2 (CAT 3508). • Cerrar interruptor 52G2. Dependiendo de la demanda, colocar en

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

totalmente.

1.3.- Apertura de Interruptor Termomagnético de unidad generadora .- Esta eventualidad puede producir una caída total del servicio dependiendo de la unidad que esté generando, por lo que el procedimiento se asimilará al de falla de una unidad de generación y se actuará conforme a lo estipulado en el punto 1.2.- de este documento.

2.- Patio Media Tensión 13,2 kV. Se analizan tres casos. 2.1.- Falla en Subestación Elevadora 630 kVA instalada entre 52G1 y 89G1:

Procedimiento de sectorización de la falla.

• Ubicar la falla e informar a quién corresponda. • Abrir interruptores 52C1, 52C2 y 52C3 • Abrir interruptor 52G1. • Detener unidad Generadora Nº 1 (Cat 3508B). • Abrir desconectador 89G1 en patio de 13,2 kV de Central Puerto

Williams. • Poner en marcha Unidad Generadora Nº 2 (Cat 3508). • Cerrar interruptor 52G2. • Cerrar interruptores 52C3, 52C2 y 52C1, se restaura el servicio

totalmente. • Se repara o reemplaza el transformador.

2.2.-Falla en Subestación Elevadora 800 kVA instalada entre 52G2 y 89G2:

Procedimiento de sectorización de la falla.

• Ubicar la falla e informar a quién corresponda. • Abrir interruptores 52C1, 52C2 y 52C3. • Abrir interruptor 52G2. • Detener unidad Generadora Nº 2 (Cat 3508). • Abrir desconectador 89G2 en patio de 13,2 kV de Central Puerto

Williams. • Poner en marcha Unidad Generadora Nº 1 (CAT 3508B).



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

totalmente. • Se repara o reemplaza el transformador.

2.3.- Reponer fusible quemado en patio media tensión.- En este caso se deberá proceder según lo dispuesto en el procedimiento T-20, del Manual del Electricista de Distribución, para el reemplazo de dicho fusible, previa apertura del o los reconectadores que involucren a la falla.

Notas: 1) Se adjunta diagrama unilineal Patio Media Tensión

Central Puerto Williams.

Luis Inzulza Guichapane. Mantención Pto. Williams

estudio de recuperaciÓn de servicio elÉctrico para los

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