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 NIT 890.500.514-9 CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. MANUAL DE OPERACIÓN CENS S.A. E.S.P. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 1 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL NIT 890.500.514-9 CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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 16 17 18 _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 2 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL NIT 890.500.514-9 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 _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 3 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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 _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 4 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 5 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 6 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 7 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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 _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 8 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 9 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 10 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 11 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 12 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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 _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 13 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 14 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 15 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 16 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 17 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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 _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 18 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 19 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 20 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 21 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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” _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 22 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 23 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 24 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS NIT 890.500.514-9 MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 25 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL NIT 890.500.514-9 CENTRO 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. _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 26 de 30 Revisión 0 CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL NIT 890.500.514-9 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 _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 27 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE DISTRIBUCION LOCAL NIT 890.500.514-9 CENTRO DISTRIBUCION LOCAL C.D.L. 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 _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 28 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. CENS MANUAL DE OPERACIÓN CENTRO DE 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 _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 29 de 30 Revisión 0 Centrales Eléctricas del Norte de Santander, S. A. – E.S.P. 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 _______________________________________________________________________________________________________ Fecha de Revisión: 29-06-2012 Pág. 30 de 30 Revisión 0
