informe final - coes

INFORME FINAL

REVISION, EVALUACION, ESTANDARIZACION Y APROBACION DE LOS PROCEDIMIENTOS DE MANIOBRAS DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DEL

SUR - EGESUR

ING. JUAN LOVERA ESPINOZA

MAYO DEL 2004

JUAN LOVERA ESPINOZA Calle 10 #140 - 144 Urb. Monterrico Norte - San Borja

REVISION, EVALUACION, ESTANDARIZACION Y APROBACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE MANIOBRAS DEL SISTEMA

ELECTRICO DE LA EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR - EGESUR

1.0 ANTECEDENTES

El Art. 92 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, establece que el COES en representación de las Empresas Integrantes del Sistema Eléctrico Nacional, es el responsable de Coordinar la Operación en Tiempo Real del SEIN.

El COES, en calidad de COORDINADOR, sistematiza las acciones para garantizar la seguridad del sistema y la calidad del servicio. Asimismo, coordina y supervisa las actividades que conllevan a un cambio de estado de los equipos e instalaciones más representativos del SEIN.

El COES, con la finalidad de coordinar adecuadamente las maniobras de indisponibilidad de los equipos más representativos, en resguardando de la calidad, economía y seguridad de la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional en su conjunto, ha solicitado a las Empresas Integrantes del COES-SINAC que suministren sus respectivas secuencias de maniobras, las mismas que servirán de base para proponer los procedimientos estándares que permitan una coordinación adecuada de la Operación del SEIN.

2.0 OBJETIVOS

§ Revisar, evaluar y estandarizar los procedimientos de maniobras de desconex ión y conexión de las Líneas de Transmisión, Transformadores de Potencia, Equipos de Compensación Reactiva y Centrales de Generación, que a criterio del COORDINADOR, sean las instalaciones más representativas de cada una de las Empresas Integrantes.

§ Estandarizar los procedimientos de maniobras de las instalaciones eléctricas más importantes del Sistema, que permitan facilitar la coordinación de la desconexión y conexión de los circuitos, entre el COORDINADOR de la Operación en Tiempo Real y las Empresas Integrantes del COES-SINAC.

§ Garantizar la seguridad del personal y de las instalaciones durante el proceso de desconexión y conexión de las instalaciones eléctricas del Sistema.


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§ Establecer el uso de un Lenguaje Unico de Operación en Tiempo Real, entre el COORDINADOR y las Empresas Integrantes , impartiendo ordenes cortas, claras y precisas, a fin de coordinar adecuadamente la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

3.0 BASE LEGAL

§ Ley de Concesiones Eléctricas.

§ Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

§ Norma Técnica para la Coordinación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados.

§ Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

§ Procedimiento Técnico N° 9 de la Dirección de Operaciones del COES-SINAC.

§ Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Eléctrico.

4.0 DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

Para efectos de la presente revisión, evaluación y estandarización de los procedimientos de maniobras del Sistema Eléctrico de la Empresa de Generación Eléctrica del Sur – EGESUR, a continuación se especifican las Definiciones de los términos y Abreviaturas empleados.

4.1 Definiciones

Area de influencia: Sección del Sistema de Transmisión o Distribución atendida por una Subestación eléctrica, o parte del Sistema Interconectado conformado por redes de transmisión Y distribución atendida por dos o más Subestaciones.

Arrancar: Conjunto de maniobras manuales o automáticas, para poner en operación un equipo de generación.

Barra: Instalación eléctrica donde existe entrega y retiro de energía, ingreso y salida de líneas de transmisión y transformadores de potencia.

Central: Conjunto de equipos e instalaciones, cuya función es generar energía.

Conexión: Acción de cierre, mediante maniobras voluntarias sobre un equipo, para permitir el paso de la corriente eléctrica.

Coordinador: Ente encargado de coordinar la Operación en Tiempo Real del Sistema Interconectado Nacional.


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Desconexión: Acción de abrir o interrumpir, mediante maniobras voluntarias, el paso de la corriente eléctrica.

Empresas Integrantes: Entidades que conforman un COES (Titulares de Generación y Transmisión), los Distribuidores, los Clientes Libres y los Generadores no comprendidos en el COES, que están vinculados a un Sistema Eléctrico Interconectado.

Estado Normal: Condición estacionaria del Sistema Eléctrico, donde existe balance de potencia, donde los equipos eléctricos del sistema operan sin sobrecarga, donde el Sistema opera dentro de los rangos de tolerancia permitidos por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

Indisponibilidad: Estado de un equipo o instalación eléctrica (línea, transformador, central), que especifica que no esta disponible para realizar su función debido a un evento asociado.

Interrupción: Acción de cortar o suspender el suministro eléctrico en una área de influencia de la concesión de distribución.

Interruptor: Dispositivo que permite cerrar o abrir circuitos eléctricos, con o sin carga, o con corriente de falla.

Maniobra: Acción ejecutada por un operador sobre los equipos de corte y de regulación de un sistema eléctrico, en forma manual o automática, de manera local o remota.

Operación en Tiempo Real: Conjunto de tareas de coordinación, control, monitoreo y supervisión de la operación de un sistema eléctrico, en resguardo de la seguridad y calidad del servicio.

Potencia Efectiva: Potencia continua entregada por una unidad o central de generación, medida en bornes de generación.

Regulación de Tensión: Acción para lograr las tensiones dentro del rango de tolerancia permitida para sincronizar sistemas aislados.

Seccionador: Dispositivo que opera sin carga o sin circulación de corriente, cuya función es aislar un equipo de una instalación, o conectar a tierra un determinado equipo.

Sincronización: Conjunto de acciones que se realizan para lograr los parámetros óptimos de cierre o conexión de sistemas aislados, o para conectar una unidad o central de generación al sistema.

Tierra Portátil: Accesorio de seguridad, cuya función es conectar a tierra un determinado equipo o una instalación eléctrica, en forma manual mediante el uso de una pértiga de maniobra. Se coloca en la zona de trabajo por seguridad de las personas.

4.2 Abreviaturas

CAN: COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES.

CC: CENTRO DE CONTROL DE LAS EMPRESAS INTEGRANTES.


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CCO-SINAC: CENTRO COORDINADOR DE LA OPERACION DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL.

COES-SINAC: COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL.

EGESUR: EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR (EGS).

ELS: ELECTROSUR.

IVDF: INTEGRAL DE VARIACIONES DIARIAS DE FRECUENCIA.

REDESUR: RED ELECTRICA DEL SUR (RDS)

REP: RED DE ENERGIA DEL PERU.

SEIN: SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL.

5.0 NIVELES JERARQUICOS DE COMUNICACIÓN PARA COORDINAR LA OPERACION EN TIEMPO REAL DE LOS SISTEMAS NTERCONECTADOS

El Planeamiento operativo del COES-SINAC, para la coordinación, supervisión y control de la operación de los Sistemas Interconectados en Tiempo Real, establece los siguientes Niveles Jerárquicos de Comunicación:

§ NIVEL I: Es el nivel Jerárquico de Comunicación establecido, para la coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema Interconectado Internacional entre los Centros Nacionales de Despacho de los Países de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) y, entre el Centro Nacional de Despacho y los Centros de Control de las Empresas Integrantes de un País.

En este nivel los Centros Nacionales de Despacho, son los encargados de coordinar, supervisar y controlar las maniobras que conllevan a un cambio de estado de los equipos e instalaciones eléctricas más representativos del los Sistemas Interconectados de su responsabilidad.

En el PERU, el Centro Nacional de Despacho está a cargo del COES-SINAC.

§ NIVEL II: Es el nivel Jerárquico de Comunicación establecido para la coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema Interconectado Nacional, entre los Centros de Control de las Empresas Integrantes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (Transmisión, Generación, Distribución y Clientes Libres); y estos CC, con sus respectivas unidades de operación en Centrales y Subestaciones.

En este nivel, uno de los Centros de Control de las Empresas Integrantes del SEIN, asume la responsabilidad que le delega el Centro Coordinador de la Operación del Sistema Interconectado Nacional (CCO-SINAC), de las coordinaciones para realizar las maniobras.


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6.0 PREMISAS

§ Revisar y evaluar los procedimientos alcanzados por las Empresas Integrantes del COES-SINAC. Estos procedimientos corresponden a las Líneas de Transmisión que unen Subestaciones representativas y aquellas cuya desconexión limite la oferta de generación de energía y potencia o indisponga una central generadora.

§ Las Líneas de Transmisión Radiales y las Subestaciones que se encuentren en su recorrido o en sus extremos no serán evaluadas, debido a que su desconexión no afecta la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

§ En el caso de Subestaciones, se revisará y evaluará los procedimientos de los Transformadores de Potencia, cuya desconexión restrinja la oferta de generación de energía o indisponga una central generadora o parte de ella, para unidades de generación cuya potencia efectiva sea superior a 10 MW.

§ Los Transformadores de baja tensión que alimentan Servicios Auxiliares o Cargas Radiales no serán evaluados. Su desconexión no afecta la operación del SEIN en su conjunto.

§ Los transformadores de potencia que alimentan cargas radiales, cuya desconexión no comprometan líneas de transmisión u otro elemento importante del sistema, no serán evaluados.

§ La estandarización de los procedimientos se realizará sobre la base de la secuencia de maniobras alcanzadas por las empresas integrantes, para el estado de Operación Normal del Sistema.

NIVEL I

NIVEL II

C.C. DISTRIBUCIÓN

C.C. TRANSMISION

C.C. GENERACIÓN

C.C. CLIENTES

LIBRES

NIVELES JERARQUICOS DE COMUNICACION

CND (Otros Países) CCO-SINAC


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§ Los códigos y simbología de las instalaciones eléctricas considerados en la estandarización de los Procedimientos de Maniobra de los equipos más representativos, serán los asignados por las Empresas Integrantes en su respectivo esquema unifilar de la Red Eléctrica del área de su responsabilidad

7.0 REVISION Y EVALUACION DE LOS PROCEDIMIENTOS DE MANIOBRAS DE LA EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR - EGESUR

Se han revisado y evaluado los Procedimientos alcanzados por la Empresa EGESUR, a través de su Manual de Procedimientos del Centro de Control, de Líneas de Transmisión, Subestaciones, Transformadores de Potencia y Centrales de Generación para unidades cuya potencia efectiva es superior a 10 MW., que a criterio del COES son las instalaciones más representativas de la Red Eléctrica de EGESUR. En estos documentos se utiliza el término Desenergización para referirse a la Desconexión y su objetivo principal es el Mantenimiento en Frío. Asimismo, las actividades de Maniobras de DESCONEXION y CONEXIÓN, se especifican como Maniobras de Apertura y Maniobras para la Normalización.

7.1 Revisión y Evaluación de los Procedimientos de Maniobras de Desconexión y Conexión de Líneas de Transmisión de 66 kV.

Se han revisado y evaluado los procedimientos de maniobras alcanzados por EGESUR correspondientes a las Líneas de Transmisión de 66 kV que se indican:

§ L-6617 (L-661): Línea que une la Subestación Aricota 1 y la Subestación Aricota 2. Su desconexión origina que la Central Hidráulica Aricota 1, cuya potencia efectiva es de 22.5 MW. quede aislada del Sistema y su generación restringida a la demanda del área de influencia de la Subestación Sarita y los servicios conectados a la barra generación de 10.5 kV.

§ L-6620 (L-662): Línea que une la Subestación Aricota 2 y la Subestación Tomasiri. Su desconexión origina interrupción momentánea del suministro eléctrico del área de influencia de la Subestación Tomasiri, por falta de un apropiado dispositivo de corte de energía en la línea, en el punto de llegada a la Subestación Tomasiri.

§ L-6637 (L-663): Línea que une la Subestación Tomasiri y la Subestación Los Héroes. Al igual que la línea L-6620, su desconexión origina interrupción momentánea del suministro eléctrico, en el área de influencia de la Subestación Tomasiri, por el mismo motivo expuesto en el caso anterior.

§ L-6640 (L-664): Línea que une la Subestación Los Héroes y la Subestación Tacna. Su desconexión obliga aislar del Sistema, el


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área de influencia de las Subestaciones Tacna, Yarada y Parque Industrial; razón por la cual, se requiere la puesta en servicio de la Central Térmica Calana, cuya potencia efectiva es de 25.5 MW, para atender el suministro del pequeño subsistema aislado que se origina.

§ L-6677 (L-667): Línea que une la Subestación Tacna y la Subestación Parque Industrial. Su desconexión origina la interrupción del suministro del área de influencia de la Subestación Parque Industrial; asimismo, indispone la L-6687 y la Central Térmica Calana, por falta de un dispositivo de corte de energía en la línea, en el punto de llegada a la Subestación Parque Industrial.

§ L-6687 (L-668): Línea que une la Subestación Parque Industrial con la Subestación Calana. Su desconexión o retiro del servicio obliga que la Central Térmica Calana (25.5 MW) quede indisponible para el servicio, además origina interrupción momentánea del suministro, en el área de influencia de la Subestación Parque Industrial, por la falta de un apropiado dispositivo de corte de energía en la línea, a la salida de la Subestación Parque Industrial.

7.2 Revisión y Evaluación de los Procedimientos de Maniobras de Desconexión y Conexión de Subestaciones de 66 kV.

Se han revisado y evaluado los procedimientos de maniobras alcanzados por EGESUR correspondientes a las Subestaciones de 66 kV que se indican:

§ Subestación Aricota 1: Su desconexión del servicio, origina la indisponibilidad del Transformador de Potencia de 66/10.5 kV AT-1 de 28.2 MVA, la Central Hidráulica Aricota 1 cuya potencia efectiva es de 22.5 MW, indisponibilidad de las Líneas de Transmisión L-6617 y L-6667, y la interrupción del suministro en el área de influencia de la Subestación Sarita.

§ Subestación Aricota 2: Su desconexión del servicio origina la indisponibilidad, del Transformador de Potencia de 138/66/10.5 kV AT-2 de 30/30/14.1 MVA, la Central Hidráulica Aricota 2 cuya potencia efectiva es de 12.4 MW, y la Línea de Transmisión L-1026.

§ Subestación Calana: Su desconexión origina, la indisponibilidad de los Transformadores de Potencia de 66/10.5 kV CT-1 y CT-2 de 24 MVA cada uno, y la Central Térmica Calana de 25.5 MW efectivos.

§ Subestación Los Héroes: Su desconexión aísla del Sistema, el área de influencia de las Subestaciones Tacna, Yarada y Parque Industrial, motivo por el cual se debe arrancar y poner en servicio las unidades de la Central Térmica Calana, para atender el suministro del pequeño subsistema aislado. Asimismo, origina la interrupción momentánea del suministro en la Subestación Tomasiri, la indisponibilidad del Transformador de Potencia de


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220/66/10.5 kV de 50/50/10 MVA y las Líneas de Transmisión L-2029, L-6637 y L-6640.

§ Subestación Parque Industrial: Su desconexión del servicio interrumpe el suministro en esta subestación. Asimismo, origina la indisponibilidad de la Central Térmica Calana de 25.5 MW efectivos y las Líneas de Transmisión L-6677 y L-6687.

§ Subestación Tacna: Su desconexión origina interrupción del suministro en el área atendida por la subestación en baja tensión. El retiro del servicio de la barra de 66 kV de esta Subestación, no afecta el suministro de la Subestación Yarada y Parque Industrial, ni indispone Líneas de Transmisión, pero si involucra maniobras en las líneas de transmisión L-6640, L-6659 y L-6677 en Tacna.

§ Subestación Tomasiri: Su desconexión del servicio, además de la interrupción del suministro en el área de influencia de Tomasiri, origina que las Líneas de Transmisión L-6620 y L-6637 queden indisponibles para el servicio.

En general, los procedimientos alcanzados por EGESUR cubren los criterios y las especificaciones básicas requeridas para ejecutar las maniobras de desconexión y conexión de las instalaciones más representativas, pero las ordenes impartidas son descritas en forma sucinta (simples y poco detalladas), probablemente en base al lenguaje operativo que usan cotidianamente, el cual es comprendido por el personal propiamente operativo, mas no por personal ajeno a esta labor.

Se observa que en la descripción del proceso de maniobras, sólo especifica apertura o cierre de un determinado elemento de corte. Si bien, se indica el código del equipo respectivo y quien lo ejecuta, pero omiten especificar a que circuito pertenece y el lugar donde se ejecuta la maniobra.

8.0 ESTANDARIZACION DE LOS PROCEDIMIENTOS DE MANIOBRAS DE LINEAS DE TRANSMISION Y SUBESTACIONES DE LA EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR - EGESUR

El COES, en resguardo de la calidad, economía y seguridad de la Operación del Sistema Interconectado Nacional, y con la finalidad de coordinar adecuadamente las maniobras de desconexión y conexión de los equipos que a su criterio son los más representativos, solicitó a la Empresa de Generación Eléctrica del Sur - EGESUR, la remisión de las secuencias de maniobras de las instalaciones de la red eléctrica de su responsabilidad, las mismas que sirven de base para proponer una estandarización coordinada de los procedimientos, lo cual permitirá una adecuada coordinación entre el COORDINADOR y el Centro de Control de EGESUR.

El COES en salvaguarda de una operación a mínimo costo del Sistema, analizó el estado estacionario de la red eléctrica de EGESUR, en el escenario


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de máxima demanda diurna, considerando en servicio las Líneas de Transmisión L-1026 y L-2029, a fin de determinar en que circunstancias, es necesario arrancar y conectar al sistema la Central Térmica Calana, concluyéndose que actualmente esta Central es requerida que sea conectada al sistema, solamente cuando se tenga programado desconectar la Línea L-6640 y/o la Subestación Los Héroes, con la finalidad de atender la demanda del pequeño subsistema (Subestaciones Tacna, Yarada y Parque Industrial) aislado que se origina. Por otro lado, producto de la experiencia y el análisis del estado estacionario del sistema, indica que cuando la línea L-2029 se encuentre fuera de servicio, se deberá arrancar y conectar al Sistema por lo menos una unidad de la Central Térmica Calana para regular tensión en la barra de la Subestación Tacna.

La estandarización de los Procedimientos de Maniobras, se ha efectuado sobre la base de la secuencia de maniobras alcanzadas por EGESUR, tomando en cuenta el Nivele Jerárquico de Comunicación, establecido para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real, así como las Consideraciones Previas que deben tener presente los responsable de la coordinación, antes de iniciar cualquier proceso de desconexión o conexión, un determinado componente eléctrico del Sistema.

Con la finalidad de visualizar mejor la aplicación de los procedimientos de desconexión y conexión de las líneas de transmisión, subestaciones y transformadores de potencias, se ha preparado para cada procedimiento un esquema unifilar que permite ver en detalle los equipos sobre los cuales se actúa en cada paso del proceso respectivo. Ver Anexo B.

8.1 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión de 66 kV más representativas.

Los Procedimientos de Maniobras revisados, evaluados y estandarizado son los correspondientes a las siguientes Líneas de Transmisión de 66 kV:

§ Línea de Transmisión L-6617: Su desconexión aísla y restringe la generación de la Central Hidráulica Aricota 1. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS-01.

§ Línea de Transmisión L-6620: Su desconexión y conexión al s istema origina interrupción momentánea del suministro en la Subestación Tomasiri e involucra maniobras en la L-6637, por falta de un apropiado dispositivo de corte de energía a la llegada de la línea en la Subestación Tomasiri. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS-02.

§ Línea de Transmisión L-6637: Su desconexión y conexión al s istema origina interrupción momentánea del suministro en la Subestación Tomasiri e involucra realizar maniobras en la L-6620, por el motivo expuesto anteriormente. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS-03.


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§ Línea de Transmisión L-6640: Su desconexión del sistema obliga arrancar y poner en servicio la Central Térmica Calana para atender la demanda del área de influencia del pequeño subsistema (Subestaciones Tacna, Yarada y Parque Industrial) aislado que se crea al retirar la mencionada línea de transmisión del servicio. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS-04.

§ Línea de Transmisión L-6677: Su desconexión del sistema origina interrupción del suministro eléctrico en el área de influencia de la Subestación Parque Industrial, indisponibilidad de la L-6687 y Central Térmica Calana de 25.5 MW. efectivos. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS – 05.

§ Línea de Transmisión L-6687: Su desconexión y conexión al s istema origina interrupción momentánea del suministro en la Subestación Parque Industrial, debido a la falta de un apropiado dispositivo de corte a la salida de la Subestación. Asimismo, la Central Térmica Calana de 25.5 MW efectivos, queda indisponible para el servicio. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS – 06.

8.2 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de las Subestaciones de 66 kV más representativas.

Los Procedimientos de Maniobras revisados, evaluados y estandarizados son los correspondientes a las siguientes Subestaciones de 66 kV:

§ Subestación Aricota 1: Su desconexión consiste en dejar fuera de servicio la Barra de 66 kV, el Transformador de Potencia AT-1 de 66/10.5 kV de 28.2 MVA, la Central Hidráulica Aricota 1 de 22.5 MW efectivos, las Líneas de Transmisión L-6617 y L-6667, y la interrupción del sumin istro del área de influencia de la Subestación Sarita. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS-07.

§ Subestación Aricota 2: Su desconexión consiste en dejar fuera de servicio la Barra de 66 kV, el Transformador de Potencia AT-2 de 138/66/10.5 kV de 30/30/14.1 MVA, la Central Hidráulica Aricota 2 de 12.4 MW efectivos y la Línea de Transmisión L-1026 de 138 kV. Por otro lado los extremos de los seccionadores de líneas Y-21 e Y-22, situados en el lado de llegada de la línea L-6617 y a la salida de la línea L-6620 en Aricota 2, quedan con tensión de retorno. La energía y potencia generada en la Central Hidráulica Aricota 1 es erogada al Sistema a través del seccionador by-pass T-21 de Aricota 2. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS-08.

§ Subestación Calana: La desconexión de esta subestación consiste en dejar fuera de servicio la Barra de 66 kV, los Transformadores de Potencia CT-1 y CT-2 de 66/10.5 kV de 24 MVA cada uno, e indispone la Central Térmica Calana de 25.5 MW efectivos. El extremo del seccionador de línea Y-83 de la línea L-6687, lado opuesto a la barra de 66 kV, queda con tensión de retorno desde la SE. Parque Industrial, por la falta de un apropiado dispositivo de corte de energía en esta línea a la salida de la Subestación. Si se


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desea dejar sin tensión de retorno este seccionador, se tendría que abrir el seccionador de línea Y-81 en esta línea a la salida de la Subestación Parque Industrial, lo cual implicaría interrumpir el suministro de esta Subestación, abriendo el interruptor O-43 de la línea L-6677 en Tacna. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS-09.

§ Subestación Los Héroes: Su desconexión del servicio requiere previamente arrancar y conectar la Central Térmica Calana al Sistema para atender la demanda del área de influencia del pequeño subsistema aislado (Subestaciones Tacna, Yarada, Parque industria) que se origina. Asimismo, quedan indisponibles para el servicio la línea L-2029 de 220 kV, las líneas L-6637 y L-6640, y la interrupción momentáneamente del suministro en la Subestación Tomasiri solo para abrir y cerrar sin tensión el seccionador de línea Y-32 de la línea L-6637 en Tomasiri por la falta de un apropiado dispositivo de corte de energía a la salida de la línea en esta subestación. También quedan indisponibles, la Barra de 66 kV y el Transformador de 220/66/10.5 kV de 50/50/10 MVA en Los Héroes. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS-10.

§ Subestación Parque Industrial: Su desconexión o retiro del servicio origina la interrupción del suministro eléctrico en esta Subestación y quedan indisponibles las líneas L-6677, L-6687 y la Central Térmica Calana de 25.5 MW efectivos. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS–11.

§ Subestación Tacna: Para desconectar la Barra de 66 kV del servicio, se requiere previamente cerrar los seccionadores by-pass T-41 y T-42 en Tacna, con la finalidad de mantener el suministro de las subestaciones Yarada, Parque Industrial y tener disponible para el servicio la Central Térmica Calana. Asimismo, quedan fuera de servicio, la Barra de 66 kV y los Transformadores de potencia de 66/10.5 kV T-1, T-2, T-3 y T-4. Por otro lado los extremos de los seccionadores de línea Y-41, Y-42 e Y-43, situado en el lado de los seccionadores by-pass, quedan con tensión de retorno. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS – 12.

§ Subestación Tomasiri: Su desconexión del servicio origina la interrupción del suministro eléctrico e indispone la línea L-6620 y L-6637. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS – 13.

8.3 Estandarización de Procedimientos de Maniobras de Transformadores en Subestaciones de 66 kV .

Se han analizado las posibles maniobras consideradas como especiales para desconectar Transformadores de Potencia u otra instalación considerada como la más representativa en Subestaciones, cuyo retiro o desconexión del servicio involucren Líneas de Transmisión o indispongan unidades de generación con potencia efectiva mayor de 10 MW.


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De acuerdo a la disposición del equipamiento de las instalaciones eléctricas de EGESUR mostrada en su Esquema Unifilar de la Red Eléctrica de su responsabilidad (sin número), los procedimientos estandarizados anteriormente cubren la totalidad de los componentes más representativos, excepto el Transformador de Potencia de la Subestación Tomasiri cuya desconexión involucra maniobras en las líneas de transmisión L-6620 y L-6637 para abrir el seccionador de barra X-31 sin tensión en la SE. Tomasiri, debido a la falta de un apropiado dispositivo de corte de energía. Por medidas de seguridad y confiabilidad de la operación, las líneas antes indicadas se conectan al Sistema quedando el extremo del seccionador X-31 lado barra de la Subestación Tomasiri, con tensión de retorno. Ver Anexo A: Procedimiento N° P-EGS – 14

La otra instalación representativa es el transformador de potencia T-1 de la SE. Parque Industrial, cuya desconexión no involucra maniobras en líneas ni indispone una central de generación. Solo se debe remarcar que el extremo del seccionador X-81 del Transformador de potencia lado barra de 66 kV, queda con tensión de retorno desde la SE. Tacna. Ver Anexo A: Procedimiento P-EGS – 15.

9.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

9.1 Conclusiones

§ La estandarización coordinada de los procedimientos de maniobras de las instalaciones eléctricas más importantes del Sistema, realizadas sobre la base de la secuencia de maniobras remitidas por las Empresas Integrantes del COES-SINAC, facilitarán la coordinación realizar las maniobras de desconexión y conexión de los circuitos eléctricos, entre el COORDINADOR de la Operación en Tiempo Real y los Centros de Control de las Empresas Integrantes.

§ La estandarización de los Procedimientos de Maniobras de EGESUR, son desarrollados en función a las secuencias alcanzadas, respetando los Niveles Jerárquicos de Comunicación para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real, asimismo permite evaluar las Condiciones Previas que se deben tenerse presente ante cualquier proceso de maniobras; lo que permite delimitar las responsabilidades de los centros de control y sus respectivas unidades de operación, y el conocimiento del estado de las instalaciones del sistema eléctrico en su conjunto.

§ El uso de un Lenguaje Unico de Operación en Tiempo Real entre el COORDINADOR y los Centros de Control de las Empresas Integrantes, que transmita ordenes cortas, claras y precisas, permitirán una coordinación adecuada de la operación del Sistema Interconectado Nacional, garantizando la seguridad del personal y las instalaciones durante el proceso de maniobras.


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§ Los procedimientos alcanzados por EGESUR cubren los criterios y las especificaciones básicas requeridas para ejecutar las maniobras de desconexión y conexión de las instalaciones más representativas, pero las ordenes impartidas son descritas en forma sucinta, simples y poco detalladas.

§ En salvaguarda de una operación a mínimo costo del Sistema, se analizó el estado estacionario de la red eléctrica de EGESUR, en el escenario de máxima demanda diurna, concluyéndose que la Central Térmica Calana debe ser conectada al sistema solo cuando se tenga programado desconectar la Línea de Transmisión L-6640 y la Subestación Los Héroes, para atender la demanda del pequeño subsistema aislado que se origina.

9.2 Recomendaciones

§ EGESUR debe mejorar la descripción de las ordenes impartidas durante el proceso de ejecución de maniobras de desconexión y conexión de las instalaciones eléctricas del área de influencia de su responsabilidad.

§ Equipar las instalaciones eléctrica con dispositivos de cortes de energía apropiados, para evitar interrupciones innecesarias del suministro, solo para abrir o cerrar un seccionador sin tensión, conforme ocurre con las líneas L-6620 y L-6637 en la Subestación Tomasiri, y las líneas L-6677 y L-6687 en la Subestación Parque Industrial y en el Transformador de potencia T-1 de la SE. Tomasiri.

§ En salvaguarda de una operación a mínimo costo del Sistema, la CT. Calana deberá conectarse al sistema sólo cuando esté programada la desconexión de la Línea L-6640, o la desconexión de la Subestación Los Héroes, para atender la demanda del pequeño subsistema aislado que se origina.

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