MANUAL DE OPERACIÓN CENS S.A. E.S.P.

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Centrales Eléctricas del Norte de Santander,
S. A. – E.S.P.
CENS
MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE
DISTRIBUCION LOCAL
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DISTRIBUCION
LOCAL
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OPERACIÓN
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DISTRIBUCION
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INDICE
TABLA DE CONTENIDO
CAP.
1.
1.1
1.2
1.3
1.4
2.
3.
3.1
3.2
3.2.1
3.3
3.4
3.5
3.5.1
3.5.2
3.5.3
3.5.4
3.6
3.6.1
3.6.2
3.6.3
3.6.4
3.6.5
3.6.6
3.6.7
3.6.8
3.6.9
3.7
3.7.1
3.7.2
3.8
3.8.1
3.8.2
DESCRIPCION
PÁGINA
GENERALIDADES DEL MANUAL
OBJETIVO
ALCANCE
DEFINICIONES
DOCUMENTOS DE REFERENCIA
INTRODUCCIÓN
REALIZACIÓN DE MANIOBRAS
CRITERIOS GENERALES DE OPERACIÓN
FALLAS O CAMBIOS EN EL STR O EL SDL
Recomendaciones ante fallas
COORDINACIÓN DE MANIOBRAS ENTRE
EL CRD/CND Y EL CDL DE CENS
COORDINACIÓN DE MANIOBRAS PARA EL
CDL
SITUACIONES ESPECIALES
Del sistema
4
4
4
4
8
9
9
9
10
12
10
De orden público
Ausencia de tensión en los sistemas de
comunicación.
Condiciones de emergencia
MANIOBRAS EN EL SISTEMA (STN, STR,
SDL)
Retirar tierras
Instalar tierras
Despejar campos
Preparar un campo
Energizar un circuito o instalación
Puesta en paralelo de circuitos o instalaciónes
Transferir un circuito o maniobra de by-pass
Enlace o suplencia
Regulación de tensión
MANIOBRAS EN TRANSFORMADORES
Desenergización
Puesta en servicio
MANIOBRAS EN LÍNEAS
Maniobras para apertura de líneas
Maniobras para cierre de líneas
10
11
11
11
11
11
14
14
14
14
14
14
14
15
15
15
16
16
16
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3.8.3
3.9
3.9.1
3.9.2
3.9.3
3.9.4
3.9.5
3.9.6
3.9.7
3.9.8
4
4.1
CENTRO
DISTRIBUCION
LOCAL
C.D.L.
Maniobras en líneas con seccionador de
transferencia
MANIOBRAS
EN
CIRCUITOS
DE
DISTRIBUCIÓN
Apertura del circuito
Cierre del circuito
Apertura y cierre de circuitos para hacer
suplencia cuando no existe paralelo
Apertura y cierre de circuitos para retirar
suplencia cuando no existe paralelo
Realizar suplencia a un circuito cuando existe
paralelo
Retirar suplencia a un circuito cuando existe
paralelo
Realizar suplencia a un circuito desenergizado
utilizando equipo de suplencia de operación
bajo carga, cuando no hay paralelo.
Retirar suplencia a un circuito utilizando
equipo de suplencia de operación bajo carga,
cuando no hay paralelo.
COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS A
EQUIPOS Y/O INSTALACIONES.
19
Trabajos Programados
Indicaciones al realizar
programadas.
23
20
20
20
21
21
22
22
22
23
23
consignaciones
4.1.1
24
4.2
Trabajos de Urgencia.
25
4.3
25
4.3.1
Trabajos de Emergencia
Indicaciones al realizar la ejecución
consignaciones de emergencia
5
LIMITES OPERATIVOS.
26
5.1
Transformadores
Líneas de Interconexión,
Circuitos de Distribución.
27
5.2
Transmisión
de
25
y
28
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1. GENERALIDADES DEL MANUAL
1.1 OBJETIVO
Establecer las actividades a seguir para operar, supervisar y controlar el Sistema de Transmisión y
distribucion de CENS con el fin de garantizar la continuidad y la calidad del servicio eléctrico.
1.2 ALCANCE
Este manual aplica a las actividades de ejecución de maniobras, la coordinación de mantenimientos en
equipos y/o instalaciones y los límites de operación a tener en cuenta durante la ejecución de maniobras.
1.3 DEFINICIONES
Área operativa: Comprende un conjunto de subestaciones, recursos de generación y demanda que
presentan alguna restricción eléctrica que limitan los intercambios con el resto del sistema.
Bahía: Conjunto de equipos que se utilizan para conectar una línea de transmisión, transformador, o un
autotransformador al barraje de una subestación, también es utilizado para transferir la carga de un
barraje a otro.
Barraje: Es el conjunto de elementos (conductores, barras, conectores y aisladores) instalados
rígidamente y que sirven de nodo de enlace de los campos de la subestación. Un barraje puede ser
principal, de reserva o de transferencia.
Campo: Es el conjunto de equipos de potencia que al ser operados manual o automáticamente (ante
consignas o ante fallas) modifican en la subestación la conectividad de líneas, transformadores, grupos
generadores, acopladores de barras, bancos de condensadores. La conforman los seccionadores
asociados, el interruptor, PT’s, CT’s, pararrayo, sistema de puesta a tierra.
Campo consignado: Salida o parte de una subestación a la que se le está realizando mantenimiento.
Centro de Distribución Local (CDL): Es el centro de control de CENS quien coordina la intervención
de todos los elementos del sistema eléctrico de potencia de la empresa, además de los móviles de turnos
de reparaciones.
Centro Nacional de Despacho (CND): Es la dependencia encargada de la planeación, supervisión y
control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema
Interconectado Nacional. Es el encargado de dar las instrucciones a los CDL para coordinar las
maniobras de los equipos, con el fin de tener una operación segura, confiable y ceñida al Reglamento de
Operación y a todos los acuerdos del Centro Nacional de Operación.
Consejo Nacional de Operación (CNO): Es el organismo encargado de acordar los aspectos técnicos
para garantizar que la operación integrada del SIN sea segura, confiable y económica y ser el órgano
ejecutor del Reglamento de Operación y velar por su cumplimiento.
Circuito: Es el conjunto de estructuras, conjunto de conductores, aisladores y accesorios que conectan
una subestación del sistema con sus cargas, generalmente a voltajes iguales o inferiores a 13.8 KV.
Código de Operación: Contiene los criterios y requisitos de información necesarios para realizar el
planeamiento, el despacho económico, la coordinación, la supervisión y el control de la operación
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integrada del Sistema Interconectado Nacional, procurando atender la demanda en forma confiable,
segura y con calidad de servicio, utilizando los recursos disponibles de la manera más conveniente y
económica para el país. Es de obligatorio cumplimiento para todas las empresas generadoras,
propietarias del Sistema de Transmisión Nacional, de los Sistemas de Transmisión Regional y
Distribución Local, distribuidoras, comercializadoras de energía eléctrica y el Centro Nacional de
Despacho.
Código de Redes: Conjunto de reglas, normas, estándares y procedimientos técnicos expedido por la
Comisión, a los cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector eléctrico y otras
personas que usen el Sistema de Transmisión Nacional.
Condenación: Bloqueo de un aparato de corte mediante un candado o algún otro dispositivo.
Consignación de equipos: Es el procedimiento mediante el cual se autoriza el retiro de operación de un
equipo, una instalación o de parte de ella para mantenimiento o por condiciones de seguridad.
Consignación nacional: Es el nombre que se da al mantenimiento de los equipos del SIN, cuya
indisponibilidad afecta los límites de intercambio de las áreas operativas, las generaciones mínimas de
seguridad de las plantas térmicas e hidráulicas, disminuye la confiabilidad de la operación del SIN, o
cuando limitan la atención de la demanda.
Consignación local: Corresponde al mantenimiento de los equipos del STR o SDL no considerados
consignación nacional según lo dispuesto en el acuerdo N°254 del 19 de Diciembre de 2002. La
limitación en la atención de la demanda debe ser menor a 20 MW.
Consignación para equipos energizados: Cuando se realice mantenimiento o trabajos en equipos o
líneas energizadas (en vivo o en caliente).
Cuando se intervengan circuitos energizados se debe inhibir el recierre automático si el equipo lo permite.
Consignación de emergencia: Es el procedimiento mediante el cual se autoriza, previa declaración del
agente responsable, la realización del mantenimiento y/o desconexión de un equipo, de una instalación o
de parte de ella, cuando el estado del mismo o de la misma ponga en peligro la seguridad de personas,
de equipos o de instalaciones, no pudiéndose cumplir con el procedimiento de programación del
mantenimiento respectivo. (Res. CREG 106/98).
Despejar campos: Maniobra que consiste en abrir los seccionadores adyacentes al interruptor de un
campo que fue abierto previamente.
Disponible: Es una instalación que en cualquier momento puede ser conectada al sistema, se hace esta
referencia cuando la instalación se encuentra fuera de servicio.
En servicio: Es una Instalación que se encuentra con tensión y en condiciones de transportar energía.
Equipos de maniobra: Son los equipos eléctricos de potencia (interruptores, seccionadores de barras,
seccionadores de línea y seccionadores de puesta a tierra), que al ser operados conectan o desconectan
los campos en la subestación
.
Equipos de patio: Conjunto de elementos de que se compone una subestación.
Equipo de puesta a tierra: Es el equipo que permite conectar sólidamente a tierra, una instalación o
parte de ella y la cortocircuita. Su conexión siempre es bajo una consigna específica de mantenimiento y
debe delimitar el campo de trabajo. Generalmente es portátil.
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Estado de emergencia: Es el estado de operación que se alcanza cuando se violan los límites de
seguridad del sistema de potencia o que no se puede atender totalmente la demanda. El estado de
emergencia lo declara el CDL, esta condición exige de todos los procesos la máxima prioridad para el
sistema.
Evento: Se produce cuando ocurre una apertura automática de interruptores. Es la situación que causa
la indisponibilidad parcial o total de un activo de uso del STN o de un Activo de Conexión al STN y que
ocurre de manera programada o no programada.
Fuera de servicio: Es aquella instalación o equipo que se encuentra desconectada del sistema, ya sea
por consigna de operación falla o de mantenimiento.
Instalación: Conjunto de aparatos eléctricos y de circuitos asociados, previstos para un fin particular:
generación, transmisión, transformación, rectificación, conversión, distribución o utilización de la energía
eléctrica.
Instalación aterrizada: Instalación que por medio de los seccionadores de puesta tierra, puestas a tierra
portátiles u otro medio, se encuentra conectada a tierra.
Instalación bajo consignación: Es una instalación que se encuentra fuera de servicio y que se ha
retirado de la explotación comercial para someterla a revisión o mantenimiento. La instalación queda a
cargo de un Funcionario responsable de la consigna, quien es la única persona autorizada para retornar
a la explotación la instalación y equipos consignados. El equipo consignado se debe marca con etiqueta
de “NO OPERAR”.
Instalación bajo tensión, en vacío: Instalación bajo tensión y que por su estado de conectividad o el de
sus elementos aledaños no se encuentra transportando energía.
Indisponible: Es una instalación que se encuentra fuera de servicio, bajo consignación y que no puede
ser conectada al Sistema debido a falla propia o ejecución de mantenimiento sobre ella.
Interrupción: Pérdida de la continuidad del servicio de energía por la desconexión de uno o varios
componentes del sistema de eléctrico de potencia.
Interruptor: Es el elemento o equipo eléctrico que puede operar (abrir o cerrar) bajo carga o falla y que
es el responsable inmediato del estado de conexión del campo. También se le conoce como Disyuntor.
Jefe de Consigna: Persona a quien tiene la responsabilidad de consignar líneas, equipos e
instalaciones eléctricas y autoriza la intervención de ellas. Sólo esta persona puede devolver los equipos
consignados nuevamente al servicio. Los Jefes de Departamento ó Sección, Profesional ó Asistente del
área, Jefe de Cuadrilla de línea viva pueden ser Jefes de Consignación.
Jefe de Trabajo: Persona responsable tanto de la ejecución correcta del trabajo, como de la seguridad
del personal bajo su mando y de las instalaciones delimitadas por la zona de trabajo. Es quien recibe del
Jefe de Consignación los equipos consignados para ser intervenidos.
kV: kilovoltio. Medida de tensión equivalente a mil voltios
kVA: Kilovoltio amperio. Medida de potencia aparente equivalente a mil voltio amperios.
kW: Kilovatio. Unidad de potencia equivalente a mil watios.
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kWh: Kilovatio hora. Unidad equivalente a la energía
Línea eléctrica: Conjunto compuesto por conductores, aisladores, estructuras y accesorios destinados al
transporte de energía eléctrica.
Línea de transmisión: Sistema de conductores y sus accesorios para el transporte de energía eléctrica,
desde una planta de generación o una subestación a otra subestación, generalmente a 115 KV, 230 KV o
500 KV.
MVAR: Megavar. Unidad de energía reactiva equivalente a un millón de voltio amperios reactivos.
Móviles de turno de reparaciones: Son los funcionarios encargados de la ejecución de las maniobras
operativas y atender el mantenimiento preventivo o correctivo de la red de distribución de acuerdo con las
instrucciones dadas por el asistente del Centro de Control.
Nomenclatura operativa: Es el código único de identificación de equipos del Sistema Eléctrico que
permite diferenciarlos individualmente de cualquier otro similar en una subestación.
(OR's): Operadores de Red responsables de la planeación eléctrica de corto plazo, coordinación,
supervisión y control de la operación de los recursos del SIN que involucren activos de su propiedad, o
activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores o agentes generadores no despachados
centralmente. En el caso de activos que le hayan sido encargados por empresas prestadoras del Servicio
de Transporte de Energía Eléctrica en el STN o de Conexión al STN, son responsables de la
coordinación, supervisión y control de la operación de estos recursos.
Recierre: Mecanismo que permite a un interruptor o reconectador realizar uno o varios cierres
automáticos cuando se presenta la apertura debido a una falla.
Reconectador: Es un elemento o equipo eléctrico que puede operar (abrir o cerrar) bajo carga o falla y
que de acuerdo a su disposición puede afectar la configuración de la red.
Restablecimiento: Es el procedimiento empleado para llevar al sistema de potencia de un estado de
emergencia al estado de operación estable.
Salida forzada: Es la desconexión intempestiva de un equipo por falla o defecto del propio equipo o de
cualquier otro.
Seccionalizador: Es un elemento o equipo eléctrico que puede operar con carga asociado con un
recloser o un interruptor, no esta diseñado para interrumpir o cerrar con corrientes de falla, y de acuerdo
a su disposición sobre la red puede permitir seccionamientos.
Seccionador: Es el elemento o equipo eléctrico que al ser operado permite tener certeza de la apertura
de un circuito mediante una confirmación visual. Está diseñado para operar sin carga y generalmente
está asociado a un interruptor de manera que permita aislarlo eléctricamente. Además está conectado a
un barraje o a un circuito.
Sin tierras: Es aquella instalación totalmente desprovista de cualquier conexión a tierra; la certificación
de este hecho, requiere que la persona que lo haga verifique en forma visual y directa que efectivamente
se han retirado todas las puestas a tierra antes de ordenar su energización.
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Sistema de Gestión de Calidad (SGC). Es el compendio de procedimientos, instructivos y demás
documentación que se ajustan a una norma aplicados a una organización, con el fin de hacerla más
eficiente.
Sistema Eléctrico de Potencia (SEP): Corresponde a todo el conjunto de elementos necesarios para la
transformación, transmisión y distribución de la energía eléctrica de una determinada región o país. Para
el caso de CENS lo componen sus activos en los Niveles 1, 2, 3, 4 y 5. En los departamentos de Norte de
Santander, Cesar y sur de Bolivar.
Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el sistema de potencia colombiano, que incluye las
centrales generadoras hidráulicas y térmicas, las subestaciones, las líneas de interconexión entre áreas y
todos los demás elementos de cada una de las empresas de las regiones del país.
Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de transmisión de energía
eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que
operan a tensiones iguales o superiores a 220 KV.
Sistema de Transmisión Regional (STR): Es el sistema interconectado de transmisión de energía
eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión, conformado por el conjunto de
líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV, y que
no pertenecen a un sistema de distribución local.
Sistema de Distribución Local (SDL): Es el sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por
redes de distribución municipales, conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus
equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 KV y que no pertenecen a un sistema de
transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o
local.
Subestación: Es un nodo del sistema que está interconectado con los demás nodos mediante líneas y
que por su diseño permite modificar la topología o conectividad de toda la red.
Tap’s: Mecanismo instalado en el devanado de alta tensión de los transformadores que permite realizar
la regulación de tensión.
Zonas Protegidas: Área donde se han tomado las medidas necesarias de seguridad tendientes a facilitar
las labores de los operarios y brindar protección al personal y equipo no involucrados.
1.4 DOCUMENTOS DE REFERENCIA
Resolución CREG 070 de 1998
Resolución CREG 025 de 1995
Resolución CREG 106 de 1998
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2. INTRODUCCIÓN
El fin de este manual es la implementación correcta de las maniobras operativas del sistema, la utilización
de un lenguaje técnico e interpretación correcta de las instrucciones y solicitudes, la utilización de la
nomenclatura operativa de los equipos, la seguridad en la realización de maniobras, la protección del
personal que participa en la operación y la prevención de fallas en el sistema.
Se incluyen procedimientos de maniobra general aplicables a cualquier subestación de CENS, teniendo
en cuenta normas de seguridad para el personal y el equipo, protocolo de comunicación para el manejo
de la conexión y desconexión de los activos conectados a la red eléctrica.
Se busca mayor agilidad en las maniobras pero conservando siempre las normas de seguridad para
mayor confiabilidad en la operación del sistema eléctrico de potencia de CENS.
3. REALIZACIÓN DE MANIOBRAS
3.1 CRITERIOS GENERALES DE OPERACIÓN.
1. Cualquier evento de operación del sistema debe ser informada por los operadores y asistentes
operativos del CDL y se debe dejar registro en la bitácora del OMS de las siguientes situaciones:

Apertura programada o forzada de interruptores y la operación de los relés de protección con su
respectiva actuación y su potencia.

Sobrecargas en equipos como líneas, circuitos, transformadores, de acuerdo con los valores
nominales de Operación.

Altas temperaturas en transformadores, calentamiento anormal en conductores, fugas de aceite o
aislantes en equipos, pérdida apreciable de carga en circuitos.

Voltaje en las barras de su subestación sobre las desviaciones respecto del valor a controlar fijado.
(±10%).
2. En las subestaciones donde se efectúa la regulación de voltaje con movimientos de cambiadores de
Tap’s bajo carga, éstos deben ser operados de acuerdo a los valores de regulación fijados por el CDL,
para los nivel 2 el valor nominal es 13.2 KV y para el nivel 3 es 34.5 KV y en nivel 4 es 115 KV.
3. Toda maniobra en el Sistema Nacional y en el sistema local de CENS se debe coordinar entre el CDL
y los operadores de las subestaciones utilizando el canal de radio, siempre y cuando no existan
impedimentos técnicos para ello, en cuyo caso se utilizará el medio que indique el CDL.
4. Se debe informar al CDL de cualquier anomalía del sistema de corriente continua (cargadores y banco
de baterías), Planta de emergencia, Servicios Auxiliares, ventiladores de los transformadores, nivel de
aceite de los transformadores o cualquier otra anomalía en la subestación.
5. El operario o asistente operativo saliente debe hacer entrega personal y verbal del turno al operario o
asistente operativo entrante indicándole y registrando las novedades más importantes ocurridas durante
el turno que termina y las variaciones en la configuración del SEP.
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6. Se debe dejar registro de todos los aspectos importantes de la operación en la bitácora del OMS y
planillas respectivas.
7. En caso de inconsistencias en equipos indicadores, posiciones o medidas se debe crear el respectivo
reporte de falla y escribir una nota, al lado del elemento de indicación o medida que tiene la
inconsistencia, e informar al ingeniero de turno del CDL y al grupo de mantenimiento de CENS.
8. Es responsabilidad del personal de operación velar por que los datos que se llevan sobre la operación
y desempeño del sistema se almacenen en forma correcta, para tal efecto se debe hacer seguimiento
periódico de las lecturas registradas por el SCADA efectuando critica con respecto a medidas anteriores.
9. Toda maniobra debe ser autorizada de antemano e iniciada por el CDL salvo en casos como
incendios, fallas no aclaradas, terremotos, explosiones u otros eventos que pongan en peligro vidas
humanas y la integridad de los equipos de la subestación. En estos casos el asistente operativo
procederá a efectuar las maniobras necesarias y comunicarlas de inmediato al ingeniero del CDL o Jefe
de turno.
12. El operador y asistente operativo debe tomar los datos rutinarios que se tienen establecidos y
registrarlos en los formatos establecidos por SGC. También debe cumplir las órdenes de toma de datos
no rutinarios ordenados por el CDL.
3.2 FALLAS O CAMBIOS EN EL STR O EL SDL
Para la atención de cualquier falla o cambio detectado en el STR o el SDL se deben tener en cuenta los
siguientes criterios:

Informar cuando una medida no esté dando un valor lógico de acuerdo con la cargabilidad del
elemento.

Informar cuando una medida o un conjunto de medidas estén invalidadas o no corresponda.

Informar a la persona indicada cuando una Unidad Terminal Remota (RTU) o equipo de transmisión
de datos esté fuera de servicio.

El grupo de mantenimiento de equipos, sistemas o comunicaciones debe informar previamente al
CDL los trabajos que se vayan a realizar en un equipo (RTU´s,) que afecten la supervisión del
sistema.
3.2.1 Recomendaciones ante fallas.
Para la atención y solución de fallas se definen grupos, bajo criterios que garanticen la confiabilidad,
continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico.

Los programas de mantenimiento preventivo en el STN/STR o en el SDL, pruebas sobre
concentradores o enlaces críticos en los sistemas de comunicaciones, no es recomendable
efectuarlos en periodos de demanda máxima (de 10 a 12 horas y de 18 a 21 horas).

Se debe garantizar siempre el respaldo de comunicaciones y sistemas redundantes, con el fin de
mantener la continuidad del servicio ante fallas en los sistemas principales.
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
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Cuando las fallas se deban a mantenimientos o cambios externos en el STN/STR o el SDL, es decir,
que son responsabilidad de alguna de las empresas del Sector Eléctrico Regional, se toman las
medidas necesarias para el cumplimiento de los Protocolos de Operación y Mantenimiento en el
STN/STR o el SDL y de la gestión de la falla hasta su solución definitiva.
3.3 COORDINACIÓN DE MANIOBRAS ENTRE EL CND Y EL CDL DE CENS

En caso de un evento POR NIVEL DE TENSION IV O V informar de la situación con los detalles que
sean necesarios y solicitar información del resto del Sistema, para el restablecimiento de éste.

Se debe coordinar con el CND la ejecución de las consignaciones nacionales asociadas con el STR o
STN.
3.4 COORDINACIÓN DE MANIOBRAS PARA EL CDL

Sólo el CDL está autorizado para solicitar las maniobras ante subestaciones y móviles de la
Empresa.

El CDL debe solicitar las maniobras al operador o móvil, en lo posible vía radio y éste las debe
confirmar por el mismo medio.

Toda maniobra debe ser supervisada por el CDL durante todas las fases de apertura, cierre o puesta
a tierra de cualquier elemento chequeando la concordancia de lo informado por el operador y el
estado de los elementos en los despliegues del CDL. Si existe alguna discrepancia el operador se
debe asegurar si el error está en el patio de la subestación, realizando una inspección visual, y si es
el caso crear el respectivo reporte de falla en la bitácora del OMS y reportar al ingeniero de turno en
el CDL.

Para ejecutar toda maniobra se debe verificar conectividad y consistencia de las medidas en los
extremos del elemento a maniobrar.

Todo evento en el sistema debe quedar almacenado en la bitácora del OMS.

Las alarmas del sistema deben ser observadas, analizadas y reconocidas con frecuencia, con el fin
de tener información exacta de lo que sucede.

Las maniobras sobre interruptores telecomandados deben efectuarse desde el CDL coordinando
con el operador, si por alguna razón se perdió el mando remoto del interruptor el CDL autoriza al
operador o asistente operativo de la Subestacion efectuar mando Local.

Cuando se presente ausencia de tensión en una subestación automatizada o no, donde exista
operador, este debe informar al CDL y se definirá los procedimientos a seguir.

Cuando se presente ausencia de tensión total en el sistema (Evento mayor en el STN), el CDL
coordina con los Asistentes y operadores los procedimientos y maniobras operativas necesarias,
para un pronto restablecimiento.

Todo evento ocurrido en un circuito de distribución se debe informar al CDL.

El Profesional del Centro de Control que se encuentre en turno debe registrar en el informe operativo
la apertura de los circuitos de distribución indicando el motivo.
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
En caso de trabajos de urgencia o emergencia que ameriten la desconexión de un circuito se debe
decidir junto con el ingeniero jefe de turno de la empresa, en los demás casos debe tramitarse la
consignación.

El asisten de turno debe crear notas en el informar al operador de subestación la intervención de los
circuitos con la respectiva indicación del móvil que va a efectuar las labores para que en caso de
emergencia éste pueda solicitar directamente la apertura del circuito.
3.5 SITUACIONES ESPECIALES.
3.5.1 Del sistema.
Dependiendo de la magnitud de las violaciones a las restricciones eléctricas un sistema eléctrico de
potencia puede transitar entre los estados estable-alerta-emergencia. El objetivo de control es buscar que
el sistema resida el mayor porcentaje de tiempo en estado estable.
Ante la situación de indisponibilidad de un transformador de potencia o red de media tensión, el
Profesional del Centro de Control coordina con los asistentes operativos y los móviles de reparaciones, el
máximo cubrimiento de la demanda y la máxima transferencia posible de carga, gestionando rápidamente
la adecuación de los enlaces que se adapten a los requerimientos técnicos de los equipos y la carga.
3.5.2 De orden público.
La condición especial de orden público se define como una situación de perturbación de las condiciones
en la marcha del país, situaciones tales como los paros cívicos regionales, paros cívicos nacionales,
períodos pre-electorales y en general condiciones especiales previsibles que demandan mayores
medidas de seguridad en la operación del Sistema Interconectado Nacional. En condición de alerta de
orden público el CND declara el grado de seguridad con el cual se debe operar el SIN. Las Consignas
generales de operación en Condiciones especiales de Orden Público (CAOP) son definidas por el Centro
Nacional de Despacho, las cuales deberán ser informadas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas
y al Consejo Nacional de Operación. (Res. CREG 025 de 1995 Código de Operación).
Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P., deben disponer Planes de Contingencia cuando
se presenten Condiciones especiales de Orden Público (CAOP), dentro de los lineamientos dispuestos
por las autoridades del sector, para buscar en lo posible la operación estable del sistema y la adecuada
prestación del servicio.
3.5.3 Ausencia de tensión en los sistemas de comunicación.
Ante ausencia de tensión en los repetidores, detectable por la alarma sonora con que cuentan se debe
informar de inmediato al personal de mantenimiento de subestaciones y de comunicaciones y coordinar
la atención de la falla y el restablecimiento del servicio en el menor tiempo posible.
3.5.4 Condiciones de emergencia
Si en alguna oportunidad se presenta disparo de un transformador únicamente en un lado, es decir, sólo
por alta o solo por baja tensión, y hay falla real en este equipo, se debe abrir el interruptor del lado que no
se disparó.
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
Cuando algún interruptor indique alarma de nivel, baja presión (aire o gas), se debe reportar con
el objetivo de decidir en un caso dado la apertura o desconexión de dicho interruptor.

Cuando se presente disparo de un transformador por operación de la protección diferencial, se
debe hacer una inspección visual en el equipo y observar en el relé Buchholz el nivel del aceite y
si presenta gases y verificar si operó el relé de sobrepresión e informar la situación para que el
CDL decida las acciones a seguir.

Cuando se presente disparo de un transformador por operación del relé Buchholz, se debe
observar el nivel de aceite y la presencia de gases, y verificar si operó el relé de sobrepresión, e
informar al CDL para que decida las acciones a seguir.

Cuando se presente disparo de un transformador por operación del relé de protección de cuba,
se debe hacer una inspección visual en el equipo y observar en el relé Buchholz el nivel del
aceite y verificar si operó el relé de sobrepresión, se debe informar al CDL para que decida las
acciones a seguir.

Cuando se presente disparo de un transformador por operación del relé de sobrepresión o
presión súbita se debe hacer una inspección visual en el equipo y observar en el relé Buchholz el
nivel del aceite y verificar si la operación del relé de sobrepresión ocasionó derrame de aceite, se
debe informar al Centro de Control para que tome las medidas pertinentes.

Cuando opere alguna de las protecciones del transformador mencionadas en los puntos
anteriores, el CDL debe informar de inmediato al Ingeniero de mantenimiento de subestaciones
para que se le practiquen las pruebas correspondientes.

Cuando se produzca deslastre automático de carga por baja frecuencia, se debe informar al
ingeniero de turno qué circuitos salieron, carga y hora del evento. Solamente se pueden
energizar los circuitos previa coordinación con el CND.

Cuando opere la alarma por falla de Corriente Continua, se debe informar inmediatamente al CDL
para coordinar las acciones a seguir. Es importante que la toma de señales sea clara ya que de
ellas depende la agilidad y confiabilidad con que se tomen las decisiones para la puesta en
servicio de los equipos en el momento y posteriormente en el análisis de los eventos.
Cuando se presenta algún evento en una subestación, línea de transmisión, se debe seguir los siguientes
pasos:
1. El operador encargado de la subestación del Sistema confirma al CDL el evento presentado en
dicho lugar. La información que debe reportar el operador, para la identificación de la falla es la
hora del evento, equipo o elemento involucrado, cambio de estado o situación que presenta,
señales en los relés y tableros, causa que produjo la falla (si la conoce) ya sea por: descargas
atmosféricas, elementos extraños en la red, terremotos, contaminación, vientos, entre otros.
2. Una vez confirmada la información del operador, el CDL realiza el análisis y toma las decisiones
para aplicar los correctivos necesarios en cuanto al restablecimiento y buen funcionamiento de
los equipos del sistema. De acuerdo con el análisis efectuado por el ingeniero de turno, las
alternativas para el restablecimiento pueden ser:
• RESTABLECIMIENTO: Se lleva a cabo teniendo en cuenta los procedimientos operativos para el
Sistema establecidos en este manual y en los protocolos del CDL para transferencia de carga de una
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subestación a otra, en los manuales y procedimientos de restablecimiento para CENS, CND y los que
de acuerdo con la condición y el análisis le permitan al Profesional del Centro de Control de manera
técnicamente razonable llevar el sistema de la condición de emergencia a la condición estable.
• CONSIGNACIÓN: Si el restablecimiento no se puede llevar a cabo debido a que la falla ha ocasionado
falla en los equipos de CENS, el CDL los deja bajo consignación al ingeniero responsable del
mantenimiento.
3.6 MANIOBRAS EN EL SISTEMA (STN, STR, SDL)
3.6.1 Retirar tierras.
Es la acción de desconectar todas y cada una de las puestas a tierra que tenga una instalación una vez
que el jefe de consignación haya autorizado retornar el equipo a explotación. La persona que efectúe
esta operación lo hará sólo bajo la orden y supervisión del CDL y debe verificar visualmente que la
instalación quede sin tierras.
3.6.2 Instalar tierras.
Es la acción de conectar las puestas a tierra a una instalación una vez que el jefe de consigna haya
autorizado retirar el equipo de servicio y esté desenergizado. La persona que efectúe esta operación lo
hará sólo bajo la orden del CDL, y debe verificar mediante los instrumentos de medición ó el detector de
tensión que la instalación esté desenergizada y no presente ningún riesgo eléctrico.
3.6.3 Despejar campos.
Maniobra que consiste en abrir los seccionadores adyacentes al interruptor de un campo que fue abierto
previamente.
3.6.4 Preparar un campo.
Maniobra que consiste en colocar en disponibilidad un campo o instalación, cerrando los seccionadores
asociados a dicho campo. Para ejecutar esta maniobra se requiere verificar que el campo esté sin tierras,
y se procede a cerrar los seccionadores de barras y de línea asociados al campo, de acuerdo a la orden
del CDL.
3.6.5 Energizar un circuito o instalación.
Maniobra que consiste en poner con tensión el circuito desde cualquiera de sus extremos. Antes de
ejecutar esta maniobra, debe verificarse que:
1. El circuito o instalación esté disponible y el personal que lo haya intervenido se encuentre fuera de
línea.
2. El circuito esté SIN TIERRAS.
3. El campo esté preparado.
4. Después de efectuadas las acciones anteriores y solo bajo orden del CDL se puede proceder a
energizar la instalación.
3.6.6 Puesta en paralelo de circuitos o instalaciones.
Es la conexión eléctrica de dos Sistemas Eléctricos que se encuentran aislados eléctricamente entre sí.
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Para poder realizar esta maniobra se debió hacer pruebas con resultados satisfactorios de:
1. El Los voltajes sean iguales o la diferencia no sea significativa.
2. Las frecuencias sean iguales.
3. La diferencia del ángulo de fase entre los dos sistemas sea cero o mínima.
4. Esta verificación debe efectuarse con los instrumentos apropiados (sincronoscópio).
3.6.7 Transferir un circuito o maniobra de by-pass.
Es cambiar el camino de conexión de un circuito, de un interruptor y campo hacia otros llamados
interruptor y campo de transferencia.
Se realiza cuando deba retirarse del servicio el interruptor del campo de salida, sin suspender en ningún
momento el servicio en dicha salida o circuito. Debe efectuarse por orden del CDL.
3.6.8 Enlace o suplencia.
Consiste en cambiar de manera temporal, la alimentación de un circuito, por otro circuito de la misma o
diferente subestación. Esta maniobra puede realizarse con los circuitos energizados o desenergizados,
de acuerdo con los protocolos definidos por el CDL.
Para realizar el enlace de dos o más circuitos se deben considerar con anticipación aspectos como:
 La carga de los circuitos comprometidos.
 Verificar el estado de carga de los transformadores de potencia que recibirán la carga adicional,
para no sobrecargarlos.
 No sobrepasar los límites operativos de los circuitos y equipos: Capacidad amperimétrica de los
conductores, capacidad de los transformadores de corriente, regulación de tensiones.
 La alimentación se puede cambiar en algunos circuitos específicos, en donde está todo previsto,
a otra subestación o circuito sin necesidad de desenergizar, pero bajo coordinación del Centro
de Control y se tendrá en cuenta previamente:
1. Desactivar el recierre automático de los circuitos en las subestaciones asociadas, mientras sea posible.
2. Verificar y regular tensiones
3. Verificar el estado de carga de los circuitos
4. El personal que opere estas suplencias ha de considerar en todo momento las normas de seguridad
industrial y el uso de implementos de protección.
3.6.9 Regulación de Tensión.
Desde el CDL se coordina con el CND la regulación de tensión del sistema regional mediante un control
eficiente de los recursos de potencia reactiva presentes en él.
Para subir la tensión se pueden realizar cualquiera de las siguientes opciones:
1. Realizar en los Transformadores los movimientos de tap’s correspondientes.
2. Solicitar subir la potencia reactiva de las unidades de generación.
3. Solicitar la conexión de Bancos de compensación capacitiva
4. Solicitar la desconexión de reactores
5. Cerrar líneas de transmisión regionales que puedan operar en vacío.
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Para bajar la tensión se pueden seguir cualquiera de las siguientes opciones:
1. Realizar en los Transformadores los movimientos de tap’s correspondientes.
2. Solicitar bajar la potencia reactiva de las unidades de generación.
3. Solicitar la desconexión de Bancos de compensación capacitiva
4. Solicitar la conexión de reactores.
5. Abrir líneas de transmisión regionales que operen en vacío.
6. El operador de la planta o subestación es responsable del control local de la tensión y debe informar al
Centro de Control cuando la tensión esté por fuera del rango de operación.
3.7 MANIOBRAS EN TRANSFORMADORES.
Las maniobras que se ejecutan en transformadores conectados en paralelo son:
3.7.1 Desenergización.
Se debe tener la certeza de que los circuitos de distribución o líneas asociados se encuentran abiertos o
que la carga que éste transforma, puede ser asumida por el otro transformador del paralelo. La
desenergización de un transformador se realiza según las siguientes instrucciones:
1. Abrir el interruptor del lado de baja tensión
2. Abrir el interruptor del lado de alta tensión
3. Abrir el seccionador de barras de baja tensión
4. Abrir el seccionador de barras de alta tensión
5. Conectar tierras portátiles
3.7.2 Puesta en servicio
Para la puesta en servicio del transformador se debe:
1. Confirmar el retiro de tierras portátiles
2. Cerrar el seccionador de barras de baja tensión
3. Cerrar el seccionador de barras de alta tensión
4. Cerrar el interruptor del lado de alta tensión
5. Cerrar el interruptor del lado de baja tensión
3.8 MANIOBRAS EN LÍNEAS.
Siempre que se proceda a abrir o cerrar una línea, se deben cumplir las siguientes condiciones para
poder maniobrar cualquiera de los interruptores involucrados:

Para la apertura: Flujos de carga, consecuencias de la apertura (desconexión del servicio,
potencia a interrumpir), capacidad de los circuitos que asumirán la carga.

Para el cierre: Nodo más estable, configuración lineal o anillo, diferencia de tensiones,
requerimientos de sincronismo.
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Se establecen los siguientes tiempos máximos de respuesta entre la instrucción del CND y la ejecución
de la maniobra en sistemas de Transmisión que operen a tensiones entre 220 y 230 kV:
• 10 minutos para líneas que operen entre 220 kV y 230 kV.
• 10 minutos para transformadores que operen a 230 kV.
• 20 minutos para bahía de transferencia y bahía de acople, que operen entre 220 y 230 kV.
• 30 minutos para bahías de seccionamiento, que operen entre 220 y 230 kV.
• 10 minutos para cambiadores de taps que operen a 230 kV .
En este tipo de maniobras no se incluirán los tiempos, cuando por condiciones de sincronismo no cierre
un equipo y el CND deba realizar maniobras operativas como: cambio de generación entre áreas, ajustes
de tensión y regulación de frecuencia.
Las maniobras que no se ejecuten completamente en los plazos establecidos, se considerarán como
indisponibilidades que afectan los estándares de calidad exigidos en la reglamentación vigente.
3.8.1 Maniobras para apertura de Líneas

Apertura de líneas bajo cobertura del CND
Para la apertura de una línea de transmisión del STN entre las subestaciones A y B, el CND luego de
adecuar las condiciones operativas del SIN para efectuar las maniobras imparte las siguientes
instrucciones al CDL:
1. Efectuar la apertura en la subestación A del campo de la línea a la subestación B. El CND espera
confirmación de la ejecución de esta maniobra.
2. Efectuar la apertura en la subestación B del campo de la línea a la subestación A. El CND espera
confirmación de la ejecución de esta maniobra.
3. Despejar campos de la línea en las subestaciones A y B. El CND espera confirmación de la
ejecución de estas maniobras.
4. Conectar a tierra la línea en las subestaciones A y B. El CND espera confirmación de la ejecución
de estas maniobras.

Apertura de líneas 115 KV. Con cobertura del CDL en disposición radial
Una vez evaluados los criterios, por parte del CDL para la apertura de líneas de 115 KV. Se procede a
abrir la línea según las siguientes instrucciones:
1. Abrir el Interruptor de la línea en la subestación que tiene la carga
2. Abrir el Interruptor de la línea en la subestación origen
.
3. Despejar campo de la línea en la subestación del lado de la carga.
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4. Despejar campo de la línea en la subestación origen.
5. Cerrar seccionadores de puesta a tierra de la línea en la subestación del lado de la carga.
6. Cerrar seccionadores de puesta a tierra de la línea en la subestación origen.
Realizados los pasos anteriores la línea queda “Abierta y aterrizada en ambos Extremos”.
En cada punto de la secuencia anterior el CDL debe esperar confirmación por parte del operador o
personal de mantenimiento de la respectiva subestación.
3.8.2 Maniobras para Cierre de Líneas.

Cierre de líneas bajo cobertura del CND
Para el cierre de una línea de transmisión del STN entre las subestaciones A y B, el CND luego de
adecuar las condiciones operativas del SIN para efectuar las maniobras, da las siguientes instrucciones
al CDL:
1. Desconectar de tierra en las subestaciones A y B la línea correspondiente. El CND espera
confirmación de la ejecución de estas maniobras.
2. Preparar campos de la línea en las subestaciones A y B. El CND espera confirmación de la
ejecución de estas maniobras.
3. Efectuar el cierre en la subestación A del campo de la línea a la subestación B. El CND espera
confirmación de la ejecución de esta maniobra.
4. Efectuar el cierre en la subestación B del campo de la línea a la subestación A. El CND espera
confirmación de la ejecución de esta maniobra.
Cierre de líneas 115 KV. Con cobertura del CDL en disposición radial.
Una vez evaluados los criterios, por parte del CDL se procede a cerrar la línea de la siguiente manera:
1. Abrir seccionadores de puesta a tierra de la línea en la subestación origen o retirar tierras
portátiles.
2. Abrir seccionadores de puesta a tierra de la línea en la subestación del lado de la carga o retirar
tierras portátiles.
3. Preparar el campo de la línea en la subestación origen.
4. Preparar el campo de la línea en la subestación del lado de la carga
5. Cerrar el campo de la línea la subestación origen
6. Cerrar el campo de la línea en la subestación que tiene la carga
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En cada uno de los pasos anteriores cuando aplique, el CDL solicita confirmación por parte del operador
de la respectiva subestación. Una vez se han realizado cada uno de los anteriores pasos la línea queda
en servicio.
3.8.3 Maniobras en líneas con seccionador de transferencia.
Las líneas con seccionadores de transferencia generalmente consisten en un seccionador instalado en
paralelo al interruptor, para ser utilizado en el proceso de transferencia de la carga de una línea al acople
de barras.
Para transferir la carga de la línea al acoplador se deben seguir los siguientes pasos:
1. Cerrar seccionadores del acoplador de barras.
2. Cerrar interruptor de acople de barras.
3. Cerrar seccionador de Transferencia (By-pass). Quedando la línea alimentada de las dos barras
principal y transferencia.
4. Abrir interruptor de la línea. Quedando la línea alimentada por la barra de transferencia.
5. Abrir seccionador de línea y seccionador de barras.
Para transferir la carga del acople a la línea se deben seguir los siguientes pasos:
1. Cerrar seccionador de línea y seccionador de barras
2. Cerrar interruptor de la línea.
3. Abrir seccionador de transferencia ( By-pass)
4. Abrir interruptor de acople de barras.
5. Abrir seccionadores del acoplador de barras.
3.9 MANIOBRAS EN CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN.
3.9.1 Apertura del circuito.
Cuando se proceda abrir un circuito, se deben evaluar las siguientes condiciones para poder maniobrar
cualquiera de los interruptores involucrados: Flujos de carga, consecuencias de la apertura (desconexión
del servicio, potencia a interrumpir, tiempo aproximado, causa por la que se va a interrumpir, incidencia
sobre el indicador ITAD), capacidad de los circuitos que asumirán la carga, si está energizado por otro
punto.
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Evaluados los anteriores criterios por parte del CDL se abre el circuito de la siguiente manera:
1. Abrir el interruptor del circuito.
2. Abrir el seccionador de línea o cuchilla seccionadora.
3. En caso de que se requiera trabajar en el interruptor se debe abrir el seccionador de barras y
retirar el interruptor si es el caso.
4. Instalar tierras portátiles. Solo cuando el CDL de la orden se puede cerrar el seccionador de
puesta a tierra.
Realizados los pasos anteriores el circuito queda “Abierto” y el interruptor “Desenergizado y
aterrizado”. La palabra “Abierto” no quiere decir “Desenergizado”
3.9.2 Cierre del circuito.
Cuando se proceda a cerrar un circuito, se deben cumplir las siguientes condiciones para poder
maniobrar cualquiera de los interruptores involucrados: Flujos de carga, nodo más estable, configuración
lineal o anillo, diferencia de tensiones, requerimientos de sincronismo y condiciones en las que queda el
circuito.
Evaluados los aspectos para el cierre, por parte del CDL se procede a cerrar el circuito así:
1. Retirar las tierras portátiles del interruptor.
2. Cerrar seccionador de barras.
3. Cerrar seccionador de línea.
4. Cerrar el interruptor.
Realizado lo anterior, el circuito queda “Cerrado”.
3.9.3 Apertura y cierre de circuitos para hacer suplencia cuando no existe paralelo.
Evaluados los aspectos para el cierre, por parte del CDL se procede a cerrar el circuito así:
1. Desactivar el recierre de las celdas o reconectador de los circuitos.
2. Abrir interruptor del circuito a suplir.
3. Abrir interruptor del circuito que toma la carga.
4. Cerrar seccionadores de transferencia o enlace. Solicitar verificar ausencia de tensión
previamente en ambos extremos de los seccionadores de enlace.
5. Cerrar interruptor del circuito que toma la carga.
6. Abrir seccionadores de línea y barra del interruptor del circuito a suplir.
7. Activar recierre de circuito que toma la carga.
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Para la apertura y cierre de circuitos para hacer suplencia no se deben colocar tierras.
3.9.4 Apertura y cierre de circuitos para retirar suplencia o enlace cuando no existe paralelo.
Evaluados los aspectos para el cierre, por parte del CDL se procede a cerrar el circuito de la siguiente
manera:
1. Desactivar recierre de los dos circuitos.
2. Introducir el interruptor si es el caso.
3. Cerrar seccionadores de barra y línea.
4. Abrir interruptor del circuito que tomó la carga.
5. Ubicar el móvil que retira la suplencia o desenlace en la dirección correspondiente.
6. Abrir seccionadores de enlace, verificando previamente ausencia de tensión.
7. Cerrar interruptores de cada uno de los circuitos.
8. Activar recierre de circuitos.
3.9.5 Realizar enlace o suplencia a un circuito cuando existe paralelo.
Para realizar suplencia a un circuito cuando existe posibilidad de conexión en paralelo se deben revisar
los aspectos para operar este tipo de suplencias descritos en el numeral 3.6.8. Evaluados estos aspectos
se procede de la siguiente manera:
1. Desactivar recierres de los dos circuitos.
2. Solicitar al operario en el sitio de enlace verificar el estado del equipo y realizar el cierre de la
suplencia.
3. Abrir en la subestación el interruptor del circuito que va a ser suplido.
4. Abrir seccionadores de barra y/o línea y de salida del cable XLP del circuito según sea el caso.
5. Activar el recierre del circuito que toma la carga y verificar la transferencia.
Realizados los pasos anteriores el circuito queda “Abierto y Energizado”. El interruptor del circuito
queda “Aislado”.
3.9.6 Retirar enlace o suplencia a un circuito cuando existe paralelo.
Evaluado previamente por el CDL que existen las condiciones, se procede de la siguiente manera:
1. Desactivar recierre de los dos circuitos.
2. Introducir el interruptor a la celda que esta desconectada.
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3. Cerrar seccionadores a la salida del cable XLP.
4. Cerrar el interruptor.
5. Abrir equipo de la suplencia.
6. Activar los recierres de los dos circuitos.
Finalizados los pasos anteriores, el circuito queda “Sin suplencia”.
3.9.7 Realizar suplencia a un circuito desenergizado utilizando equipo de suplencia de operación
bajo carga, cuando no hay paralelo.
Evaluados los aspectos para la suplencia por parte del CDL se procede de la siguiente manera:
1. Abrir el interruptor del circuito a suplir en la subestación
2. Cerrar el equipo de suplencia de operación bajo carga.
3. Abrir los seccionadores de línea y barra del circuito. En algunos casos se extrae el carro del
interruptor que equivale a lo mismo.
4. No se debe cerrar el seccionador de puesta a tierra.
Realizados los pasos anteriores el circuito queda “Abierto y Energizado”. El interruptor del circuito
queda “Aislado”.
3.9.8 Retirar suplencia a un circuito utilizando equipo de suplencia de operación bajo carga,
cuando no hay paralelo.
Evaluados los aspectos para retirar la suplencia por parte del CDL se procede así:
1. Introducir el interruptor del circuito en la subestación si es el caso.
2. Cerrar seccionadores de barra y línea.
3. Abrir el equipo de suplencia de operación bajo carga.
4. Cerrar el interruptor del circuito.
Realizados los pasos anteriores el circuito queda “Sin suplencia”
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4- COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS A EQUIPOS Y/O INSTALACIONES.
Los trabajos que son realizados en equipos y/o instalaciones para el mantenimiento de estos son
clasificados en:
4.1 Trabajos Programados.
Son aquellos que obedeciendo a una programación previa se desarrollan sobre el sistema para
modificarlo, repararlo o mantenerlo.
La coordinación de los trabajos se realiza de la siguiente manera:
1. Para el caso de equipos del SIN la intervención de los activos clasificados como consignación
nacional son incluidos dentro del Plan Semestral de Mantenimiento en los periodos del 1 de
Octubre a 31 de Marzo y del 1 de Abril al 30 de Septiembre. El CDL se encarga de recibir antes
del inicio de cada periodo los programas de mantenimiento de cada proceso de la Empresa,
analizarlos, depurarlos e ingresarlos en la página Web del Sistema Nacional de Consignaciones
del CND antes del 15 de Marzo y el 15 de Septiembre de cada año.
2. Las consignaciones nacionales que sean solicitadas al CDL y que estén por fuera del Plan
Semestral se deben solicitar por lo menos con 15 días de anticipación a su fecha de ejecución
con el fin de poder realizar el procedimiento de ingreso al Sistema Nacional de Consignaciones
del CND. El plazo para ingresar una consignación por fuera del Plan es el día lunes, el CND la
aprueba el jueves de la misma semana a las 16:00 horas pero su fecha de ejecución rige a partir
del lunes de la semana siguiente. Para las consignaciones nacionales se seguirá lo establecido
en el acuerdo 254 del 19 de Diciembre de 2002.
3. Las consignaciones de emergencia son ingresadas por CDL al sistema nacional de
consignaciones. Las consignaciones locales deben solicitarse al CDL con al menos ocho (8) días
de antelación para su aprobación y en caso de presentarse Demanda No Atendida la aprobación
se hará de manera que se cumpla el plazo establecido para informar a los clientes, de acuerdo
con la resolución 070 de 1998 de la CREG.
4. Los solicitantes deben diligenciar y enviar vía correo electrónico al ingeniero analista del CDL con
copia al correo del CDL el formato de consignación Nacional o local que deberá ser aprobado por
las personas que intervienen en los activos a intervenir. En este formato se indican claramente
las zonas implicadas, las zonas de seguridad y el estado de los aparatos de corte o de
seccionamiento, las zonas puestas a tierra. Se debe describir completamente el proceso de
solicitud, desde el momento de elaborar el formulario con la información técnica pertinente como
fechas, horario, instalación afectada, aparatos de corte y/o señalización con su ubicación en
esquemas unifilares, información acerca del estado final de la instalación luego de la
intervención, el o los grupos de trabajo que intervienen.
5. Una vez aprobada la solicitud por el CDL o el CND según el caso se envían los avisos
respectivos a los usuarios en caso de afectación del servicio. El formulario aprobado con toda su
información debe ser conocido previamente por las áreas involucradas directamente en los
trabajos, y no debe existir variación alguna entre lo registrado y el estado real de la instalación en
el momento de iniciar la ejecución de los trabajos.
6. El jefe de la consigna debe interactuar directamente con el CDL para el inicio de trabajos, previo
cumplimiento de las normas de seguridad y entregar a su vez la instalación al jefe de trabajos con
las máximas condiciones de seguridad.
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DISTRIBUCION LOCAL
CENTRO
DISTRIBUCION
LOCAL
C.D.L.
7. El Jefe de Trabajos o ejecutante recibe la consignación y verifica el estado en que se encuentra
la instalación o elemento a intervenir y posteriormente la devuelve, una vez finalice su
intervención.
De la misma forma debe consignarse el proceso de devolución de la consignación y de la maniobra como
tal, para llevar la instalación a sus condiciones iniciales una vez finalizada la intervención.
4.1.1
Indicaciones al realizar consignaciones programadas.
El responsable de cualquier programa de mantenimiento a ejecutar deberá dar cumplimiento a las
siguientes indicaciones:

El tiempo de inicio y de terminación del mantenimiento programado será cuando el CDL inicie
maniobras para entregar campo o línea desenergizado y cuando el jefe de consignación
entregue al CDL y finalicen maniobras del campo o línea para su explotación.

La apertura o desenergización del equipo, línea o circuito programado deben ser solicitadas al
CDL por el jefe de consignación, 30 minutos antes de la hora programada, el cual debe estar
presente en la subestación o sitio de trabajo.

Cuando por alguna circunstancia deba ampliarse el tiempo programado del mantenimiento, se
debe notificar oportunamente al Centro de Control para realizar la coordinación necesaria.

Cuando las personas ejecutoras del trabajo programado no se encuentren en el sitio del
mantenimiento a la hora señalada, la programación de desenergización del equipo tendrá que ser
sometida nuevamente a consideración del CDL.

El Ingeniero del Centro de Control debe tener absoluta certeza del estado actual de los equipos
donde se ejecutará la consignación, para facilitar las diferentes maniobras que se requieran hacer
en los elementos que la constituyen, de acuerdo a la secuencia previamente establecida en la
solicitud de consignación. El Ingeniero del Centro de Control debe solicitar al operador de la
subestación colocar los avisos de “No operar” como señal de advertencia en los interruptores
asociados a la consigna, tanto en el SCADA como físicamente en la perilla de control de la
Subestacion.

En aquellos programas de mantenimiento que requieran suspensiones, se debe informar a los
clientes afectados y a las Empresas Comercializadoras, que se van a realizar aperturas
relacionadas con el mantenimiento, antes de proceder a ellas, con el fin de evitar que estas
aperturas produzcan daños a los clientes por desconocer las suspensiones programadas y para
cumplir con la regulación.

Se debe verificar las características de cargabilidad de los elementos asociados a las suplencias,
con el fin de confirmar que no lleva condiciones de sobrecarga o de riesgo para el sistema.

El jefe de consignación debe informar al CDL que se termina la consignación una vez los trabajos
han terminado, el personal se encuentra fuera de línea y las tierras se han retirado.

Se debe verificar el funcionamiento de los elementos en todos los aspectos, estados, señales y
medidas de cargabilidad.
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
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DISTRIBUCION LOCAL
CENTRO
DISTRIBUCION
LOCAL
C.D.L.
El Centro de Control debe hacer seguimiento del cumplimiento al horario de los mantenimientos y
no autorizará aperturas no programadas o en períodos diferentes a los establecidos en la
consignación.
Es importante hacer énfasis en las medidas de seguridad en la ejecución de los trabajos para proteger la
integridad física del personal. Por lo tanto se debe asegurar la aplicación de las medidas propias de
seguridad, tales como las cinco reglas de oro:
Cinco (5) Reglas de oro:
1.
2.
3.
4.
5.
4.2
Hacer Corte Visible
Enclavamiento y/o bloqueo y señalización
Verificar ausencia de Tensión
Conectar a Tierra y en Cortocircuito
Demarcación y señalización del área de trabajo.
Trabajos de Urgencia.
Son aquellos que con motivo de la aparición de un peligro inminente de daño para las personas o para el
sistema deben realizarse en el menor tiempo posible, y que no permiten elaborar las respectivas
solicitudes de consignación con la antelación que se exige para los trabajos programados.
4.3
Trabajos de Emergencia
Son aquellos que deben ejecutarse inmediatamente debido a la gravedad de la situación, sin necesidad
de cumplir con ninguno de los requisitos exigidos para los anteriores.
4.3.1 Indicaciones al realizar la ejecución de consignaciones de emergencia

En caso de estricta emergencia que demande reparaciones urgentes, se podrá omitir el trámite
previo de solicitud de autorización de trabajo y permiso de consignación; pero como norma de
seguridad, se debe consignar la instalación o equipo antes de iniciar la reparación.

Para estos casos, quien solicita la consignación será el jefe del grupo de trabajo previa
confirmación del daño por reparar.

En las consignaciones clasificadas como Nacionales se seguirá siempre el procedimiento
establecido por el CND y las reglamentaciones de la CREG.

En caso donde se ponga en riesgo la seguridad ciudadana, ya sea, que exista peligro de
electrocución o daño de equipos, por caída de líneas energizadas, incendio u otros, cualquier
funcionario de la Empresa, Organismo de Socorro o Autoridad Competente, podrá solicitar la
suspensión del servicio, previa identificación completa y haciendo claridad sobre los hechos.
Quien proceda a consignar dejará registro e informará al jefe correspondiente o superior
inmediato el caso sucedido, se debe colocar un mensaje de no operar en el sistema de mando
del interruptor de la instalación o equipo consignado.

Toda consignación debe estar acompañada del respectivo mensaje en el SCADA y en la
subestación del circuito donde se está realizando el trabajo.
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DISTRIBUCION
LOCAL
C.D.L.
5- LIMITES OPERATIVOS.
Dada la importancia de las señales de prevención y alarma de los diferentes parámetros eléctricos para el
CDL, es necesario que los límites operativos que determinan la aparición de estas señales estén
correctamente definidos de tal forma que correspondan a los niveles de alarma reales en el sistema:
CRITERIOS GENERALES

La frecuencia objetivo del SIN es 60.00 Hz. y su rango de variación de operación está entre 59.80
y 60.20 Hz. excepto en estados de emergencia, fallas, déficit energético y períodos de
restablecimiento.

En condiciones de operación, las tensiones en las barras de 110 kV, 115 kV, 220 kV y 230 kV no
deben ser inferiores al 90% ni superior al 110% del valor nominal.
En el siguiente cuadro se ilustran los niveles de tensión nominales con que cuenta el sistema
eléctrico de CENS.
CRITICO
207.00
103.50
32.09
12.28
CUADRO Nº 1_RANGOS DE NIVELES DE TENSION
OPERACIÓN
NOMINAL
OPERACIÓN
218.50
230
241.50
109.25
115
120.75
32.78
34.5
36.23
12.54
13.2
13.86
CRITICO
253.00
126.50
36.92
14.12

La máxima transferencia por las líneas se considera como el mínimo valor entre el límite térmico
de los conductores, máxima capacidad de los transformadores de corriente, el límite de
transmisión por regulación de voltaje y el límite por estabilidad transitoria y dinámica.

Los transformadores deben operar sin sobrecarga. En condiciones de emergencia se pueden fijar
límites de sobrecarga sin disminuir la vida útil de los equipos.

El CND es el responsables de definir la secuencia de las maniobras con los equipos bajo su
cobertura. Los transportadores, distribuidores y los generadores son los responsables de la
ejecución de las maniobras ordenadas por el CND. Las maniobras sobre los elementos del SIN
se efectúan teniendo en cuenta principalmente la seguridad de las personas y de los equipos.
Para la asignación de los límites operativos los diferentes elementos del sistema son clasificados en:

Transformadores

Barrajes

Líneas y Circuitos
Para cada grupo de elementos se presentan los límites operativos a supervisar y la forma de cálculo, la
cual reúne los criterios y conceptos de la experiencia operativa.
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5.1
Transformadores.
Este grupo de elementos incluye los transformadores y autotransformadores de las subestaciones. El
límite operativo en este grupo de elementos es la cargabilidad supervisando básicamente la
Temperatura.
Se programan las siguientes etapas, sin embargo se debe considerar la calibración en particular de cada
caso:
0
• A partir de los 75 C se activa el arranque de ventiladores.
0
• De 95 –100 C se presenta alarma por temperatura en devanados.
0
De 110 –115 C se presenta disparo por alta temperatura en devanados.
• Debe tenerse presente la capacidad de los transformadores de corriente en ambos lados del
transformador.
CUADRO Nº 2_TRANSFORMADORES CON CONMUTADOR BAJO CARGA.
CAPACIDAD
RELACION DE
SUBESTACION TRANSFORMADOR TRANSFORMACION NOMBRE INTERRUPTOR
(MVA)
8KV)
SAN MATEO
30/40/47
115/34.5/13.8
MOD 34.5 OT15 34.5 KV
SAN MATEO
30/40
115/13.8
MOD 1 C40 13.8 KV
SAN MATEO
30/40/47
115/13.8
MOD 3 C80 13.8 KV
BELEN
3X50
230/115
AUTOS 230 KV
BELEN
30/40/47
115/34.5
MOD 1 C37 34.5 KV
BELEN
30/40
115/13.8
MOD 2 C70 13.8 KV
BELEN
20/25
115/13.8
MOD 3 C40 13.8 KV
INSULA
20/25
115/13.8
INS C90 13.8 KV
INSULA
18
115/34.5
INS C75 34.5 KV
SEVILLA
25/32
115/13.8
MOD 1 C1 13.8 KV
SEVILLA
17/20
115/13.8
MOD 2 C2 13.8 KV
OCAÑA
18/24/30
115/13.8
PPAL 13.8 KV
AGUACHICA
30/40
115/34.5
PPAL IB5 34.5
POSICION TAP
MINIMA
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
POSICION
TAP
MAXIMAMA
XIMA
15
15
33
21
17
15
15
15
15
15
15
25
15
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5.2 Líneas de Interconexión, Transmisión y Circuitos de Distribución.
El límite operativo a supervisar en este grupo de elementos es la cargabilidad, supervisando básicamente
la corriente en los conductores, la regulación, sin dejar de lado el límite fijado en cada caso por los
transformadores de corriente y su calibración para actuación de las protecciones. Ver cuadros.
MODULO
MODULO 1
230
KV
115 KV
BELEN
MODULO 2
MODULO
3
S/E
CELDA
40
21
22
23
24
70
27
28
29
30
31
37
33
35
36
38
CT
1200/5/5
300/5/5
300/5/5
300/5/5
600/5/5
1600/5/5
300/5/5
300/5/5
300/5/5
300/5/5
300/5/5
800/5/5
250/5/5
350/5/5
400/5/5
400/5/5
250/5/5
200/5/5
250/5/5
AJUSTE MAX
1440
360
360
360
420
TRAFO 1
TRAFO 2
TRAFO 3
RELE
MICOM P122
MICOM P123
MICOM P123
MICOM P123
MICOM P123
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEL 451
SEL 451
SEL
SEVILLA 1
SEVILLA 2
INSULA
ENTRADA
SEL
SEL
SEL
KCBH
300/5/5
150/5/5
1000/5/5
800/5/5
300
150
766
800
TASAJERO
SAN MATEO
AUTOTRAFOS
345
345
345
345
345
800
250
350
300
400
315
200
168
400/1/1/1
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DISTRIBUCION LOCAL
MODULO 1
MODULO 2
MODULO 3
115 KV
34,5 KV
SAN MATEO
MODULO 2
MODULO 1
115
KV
SEVILLA
NIT 890.500.514-9
CENTRO
DISTRIBUCION
LOCAL
C.D.L.
1
3
5
6
17
2
4
7
11
16
S10
S20
DPU
DPU
DPU
DPU
DPU
DPU
DPU
DPU
DPU
DPU
MICOM
MICOM
1200/5/5
600/5/5
600/5/5
600/5/5
300/5/5
1200/5/5
300/5/5
300/5/5
300/5/5
300/5/5
200/5/5
200/5/5
1200
420
420
420
360
912
360
360
360
360
140
120
40
43
45
55
57
58
59
42
45
49
53
54
80
48
51
52
56
OT15
OT17
OT21
OL15
OL25
OL35
OL45
IA15
I105
IT25
IT35
IL15
SEPAM 2000
SIPROTEC
SIPROTEC
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SEPAM 2000
SIPROTEC
SIPROTEC
1800/5/5
600/5/5
300/5/5
500/5/5
400/5/5
300/5/5
300/5/5
1200/5/5
300/5/5
300/5/5
300/5/5
600/5/5
1000/5/5
300/5/5
300/5/5
300/5/5
300/5/5
800/5/5
300/5/5
400/5/5
400/5/5
150/5/5
300/5/5
300/5/5
800/5/5
600/5/5
250/5/5
250/5/5
400/5/5
1800
600
300
400
400
300
300
1200
300
300
300
600
1000
300
300
300
300
800
300
400
SEPAM 1000 PLUS
SEPAM 1000 PLUS
SIPROTEC
MICOM P123
SEPAM 1000 PLUS
SEPAM 1000 PLUS
SEPAM 1000 PLUS
SEPAM 1000 PLUS
SEL 351A
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
SEPAM 1000 PLUS
SEPAM 1000 PLUS
SEL 351A
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
SEL 351A
150
300
800
250
250
250
320
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CENS
MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE
DISTRIBUCION LOCAL
13,8
KV
34.
5
KV
34,5
KV
115 KV
TIBU
13,8 KV
34,5
KV
13,8 KV
34,5
KV
13,8 KV
13,8
KV
115 KV
PLANTA ZULIA
PAMPLONA
PALERMO
PATIOS
SAMA
N
ESCOBAL
NIT 890.500.514-9
CENTRO
DISTRIBUCION
LOCAL
C.D.L.
60
61
62
63
PPAL 34,5 KV
OT 65( 34.5 kv)
68
SEL 351A
SEL 351A
SEL 351A
SEL 351A
NULEC
NULEC
NULEC
1200/5/5
300/5/5
300/5/5
300/5/5
1000/1
1000/1
1000/1
69
PRINCIPAL
PTO SDER
INCORA
S10
S20
S30
S40
NULEC
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
SEL 351A
SEL 351A
SEL 351A
SEL 551C
1000/1
800/5/5
200/5/5
100/5/5
400/5/5
250/5/5
250/5/5
250/5/5
420
800
200
100
NULEC
1000/1
300
SEL 551C
SEL 351A
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
300/5/5
600/5/5
150/5/5
150/5/5
150/5/5
150/5/5
600
150
150
150
150
SEL 551C
SEL 351A
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
SEL 587
SEL 351A
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
SEL 351A
SEL 551C
SEL 551C
SEL 551C
SEL 587
SEL 351A
SEL 351A
100/5/5
800/5/5
150/5/5
150/5/5
150/5/5
200/5/5
100
512
180
600/5/5
150/5/5
150/5/5
300/5/5
300/5/5
350/5/5
150/5/5
150/5/5
100/5/5
100/5/5
200/5/5
400/5/5
600
KILOMETRO 8
CELDA PPAL
BOCHALEMA
CHINACOTA
RAGONVALIA
LA DONJUANA
PPAL 34,5 KV
CELDA 1
CELDA2
CELDA 3
CELDA 4
PPAL 34,5 KV
CELDA PPAL
TIBU 1
TIBU 2
POZOS ECOP
PUEBLOS
CELDA PPAL
ORU
LA GABARRA
TRAFO 115/34.5 KV
TRAFO 115/13.8 KV
LINEA CONV
LINEA PTA ZULIA
300
300
300
300
200
350
150
100
100
44
100
200
200
_______________________________________________________________________________________________________
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