manual de operación definitivo

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Colombia

MANUAL DE OPERACIÓN

Versión 1

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Junio de 2012 Versión 1

MANUAL DE OPERACIÓN Versión 1

Elaborado por:

OFICINA TECNICA DE OPERACIÓN GESTION DE ENERGIA EPSA

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CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 4 OBJETIVOS ......................................................................................................................... 4 1. DEFINICIONES ............................................................................................................ 4

1.1 ESTAMENTOS ...................................................................................................... 4

1.2 INSTALACIONES Y EQUIPOS .......................................................................... 5 1.3 ESTADO DE EQUIPOS ....................................................................................... 7

1.4 OTRAS DEFINICIONES ...................................................................................... 9

2. ASPECTOS GENERALES DE LA OPERACIÓN DEL SIN. .............................. 10

2.1 ESTRUCTURA FUNCIONAL DE LA OPERACIÓN DEL SIN .................... 10 2.2 FUNCIONES OPERATIVAS DEL OPERADOR DE RED. .......................... 10

3. OPERACIÓN DEL SISTEMA DE POTENCIA ..................................................... 12

3.1 ASPECTOS GENERALES ............................................................................... 12

3.1.1 Normativa y Reglamentación ................................................................. 12 3.1.2 Control de Variables del sistema de Potencia ................................... 12

3.1.3 Definiciones de Estados Operativos .................................................... 13

3.1.4 Regulación de Tensión ............................................................................ 13 3.1.5 Regulación de la frecuencia ................................................................... 13 3.1.6 Seguimiento y control de la Cargabilidad ........................................... 13

3.2 GESTIÓN DE CONSIGNACIONES ................................................................. 14 3.2.1 Aspectos Generales .................................................................................. 14

3.2.2 Trabajos Programados ............................................................................. 14

3.2.3 Coordinación de consignaciones con el Centro Nacion al de Despacho (CND). ..................................................................................................... 15

3.2.4 Coordinación consignaciones con otros Agentes. .......................... 15

3.2.5 Reglas de Oro ............................................................................................. 15

3.3 GESTIÓN DE EVENTOS ................................................................................... 16

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INTRODUCCIÓN

Este manual recopila los criterios generales que se deben tener en cuenta para garantizar la correcta operación del sistema eléctrico atendido por la EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. (EPSA) y la COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DE TULÚA E.S.P (CETSA).

OBJETIVOS

Establecer los criterios operativos generales que se deban considerar durante la operación de las redes del sistema eléctrico en el ámbito de EPSA y CETSA, de forma confiable segura y económica para todos sus usuarios, con base en lo establecido en la reglamentación vigente aplicable.

1. DEFINICIONES

Las siguientes definiciones aplican para la comprensión de este documento

1.1 ESTAMENTOS Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Entidad adjunta al Ministerio de Minas y Energía encargada de regular la prestación del servicio público de energía eléctrica y gas domiciliario en todo el territorio colombiano. Consejo Nacional de Operación (CNO). El CNO es la entidad que tiene como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica y ser el ejecutor del Reglamento de Operación. Expertos en Mercados (XM). Entidad encargada de operar y administrar el mercado eléctrico colombiano. Está constituida por el LAC (Liquidar y Administrador de Cuentas y el CND (Centro Nacional de Despacho). Centro Nacional de Despacho (CND). Es responsable de la planeación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos del SIN, teniendo como objetivo una operación segura confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y los acuerdos del CNO. Coordina la operación a nivel de STN y STR. Centro de Supervisión y Maniobra (CSM) : Centro de control responsable de la planeación eléctrica de corto plazo, coordinación, supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y plantas de generación que se encuentren bajo su cobertura, coordinando la operación y maniobras de esas instalaciones, con sujeción a las

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instrucciones impartidas por el CND y teniendo como objetivo una operación segura y confiable del SIN, con sujeción a la reglamentación vigente y los acuerdos del CNO. Centro Local de Distribución (CLD): es el responsable de la operación, supervisión y control de los activos a 34.5 kV y 13.2 kV de propiedad de EPSA-CETSA. Igualmente tiene la responsabilidad de la gestión de los avisos que entran a través de la OT24 horas. Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema colombiano de potencia, 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 de toda Colombia, compuesto por las líneas, subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones de 220, 230 y 500 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 o distritales, conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Red de uso general. Redes publicas que no forman parte de Acometidas o de Instalaciones Internas. Red de Conexión. Son aquellos activos que se requieren para que un Generador, Usuario u otro Transmisor, se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, a un Sistema de Transmisión Regional o a un Sistema de Distribución Local.

1.2 INSTALACIONES Y EQUIPOS Alimentador Primario. Interruptor cabecera que sirve como alimentación principal de un circuito. Área Operativa . Comprende un conjunto de subestaciones, recursos de generación y demanda que presentan alguna restricción eléctrica que limita los intercambios con el resto del sistema eléctrico. Campo o Bahía Es el conjunto de equipos de potencia que al ser operados manual o automáticamente (ante consignas o ante fallas) modifican en la subestación la

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conectividad de líneas, transformadores, grupos generadores, acopladores de barras, bancos de condensadores, etc. 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. Circuito o Línea. Es el conjunto de torres, postes, terna de conductores, aisladores y accesorios eléctricos que conectan carga o dos subestaciones del sistema eléctrico. Equipos de Maniobra . Son los equipos eléctricos de potencia (interruptores, reconectadores, seccionadores de barras, seccionadores de línea y seccionadores de puesta a tierra), que al ser operados, conectan o desconectan los campos en la subestación o circuito. Equipos de Medida. Son los equipos que cuantifican (miden), los valores de potencia activa, potencia reactiva, voltajes, corrientes, temperaturas y demás variables que requieran ser monitoreadas en una subestación. Hacen parte de este conjunto los transformadores de potencial (TP’s) y los transformadores de corriente (TC’s). Equipos de protección. Son los equipos que censan condiciones anormales de operación de un sistema eléctrico y envían señal de activación a los equipos de desconexión (relés, disyuntores, fusibles, reconectadores). 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. Puede ser un interruptor cabecera en subestación, interruptor intermedio o de frontera. Interruptor Telecontrolado (ITC). Es el elemento o equipo eléctrico que puede operar (abrir o cerrar) bajo carga. Por sus características se emplea como elemento de corte intermedio o frontera en circuitos de 34.5 kV o 13.2 kV. Loadbuster (Corta Carga). Equipo que permite abrir, de forma monopolar, cuchillas bajo cierto nivel de carga, de tal manera que se pueda extinguir el arco formado por dicha maniobra. Reconectador (Recloser). Es un equipo eléctrico para instalar en la red equipado con un sistema de protección y autorecierre (cierre automático) y con capacidad para operar (abrir o cerrar) bajo carga o falla. Relé. Dispositivo diseñado de manera que cualquier cambio eléctrico, magnético o térmico sobre sus seriales de entrada determinan el envío de una señal de desconexión automática en uno o más circuitos eléctricos. (Relé de distancia, de sobrecorriente, de sobrecarga). Los relés pueden ser electromecánicos o de estado solido (Digitales). SCADA. Sistema de Control de Supervisión y Adquisición de Datos conformado por hardware y software instalado e implementado en los centros de control CLD y CSM

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Seccionalizador. Es un equipo eléctrico que tiene poder de corte de la intensidad nominal pero no tiene capacidad de abrir con corrientes de cortocircuito razón por la cual debe coordinar con un elemento de corte aguas arriba. El seccionalizador no se coordina por curva de operación sino por cantidad de operaciones del elemento superior. Seccionador. Es un 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. Normalmente está asociado a un interruptor de manera que permita aislarlo eléctricamente. Además, está conectado a un barraje o a un circuito. Seccionador de Puesta a Tierra. Es el equipo que permite conectar sólidamente a la malla de tierra, una instalación o parte de ella. Su operación siempre es manual bajo una consigna específica de mantenimiento. Sistema de Supervisión . El sistema de supervisión está conformado por el hardware (computadores, servidores, RTU, módems, etc.) y el software (SCADA) y es el que permite la supervisión en línea del sistema de eléctrico potencia de EPSA. Subestación. Conjunto de elementos donde se agrupan varias líneas/circuitos de transmisión y/o distribución, con el fin de repartir o transformar la energía entre ellas. Nomenclatura Operativa. Es el código único de identificación de instalaciones y equipos del Sistema Eléctrico que permite diferenciarlos individualmente de cualquier otro similar en una subestación. RTU (Unidad Terminal Remota). Es el conjunto de dispositivos (radio, tarjetas, etc.) que permiten supervisar y/o operar los elementos de una subestación de manera telecomandada.

1.3 ESTADO DE EQUIPOS Aterrizado(a). Instalación que por medio de los seccionadores de puesta tierra, tierras portátiles u otro medio, se encuentra conectada firmemente a tierra. Consignación. Es el procedimiento mediante el cual se solicita, se estudia y se autoriza la intervención de un equipo, de una instalación o parte de ella del Sistema Eléctrico de Potencia y/o del Sistema de Supervisión (en cualquier nivel de tensión). Consignación Nacional. Es la consignación que se requiere coordinar con el CND, en la cual se puede afectar los límites de intercambio de las áreas operativas, las generaciones mínima de seguridad de las plantas térmicas e hidráulicas, disminución de la confiabilidad de la operación del SIN, o cuando limitan la atención de demanda (superior al 5% de la demanda del Operador de Red). Consignación Local. Es la consignación que no se requiere coordinar con el CND y cuya gestión se hace solo a nivel de los Centros de Control CSM y CLD.

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Consignación de Emergencia. Es el procedimiento mediante el cual se autoriza, previa declaración del responsable de trabajos, 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 (puede ser Nacional o Local). Consigna Operativa. Instrucción operativa escrita que se entrega al personal de los Centros de Control, necesaria para la operación segura y confiable del sistema eléctrico. Las Consignas Operativa se clasifican en Permanentes o Transitorias. Consigna Permanente. Se refiere a una Consigna Operativa que se debe cumplir de forma continua y permanente durante toda la actividad de supervisión y control del sistema. Consigna Transitoria. Se refiere a una Consigna Operativa que se debe cumplir durante un periodo de tiempo determinado y/o una condición operativa que tiene un límite en el tiempo. Contingencia. Posibilidad de que se produzca o no, una condición anómala sobre el sistema eléctrico de potencia (fallo de un equipo, disparo o salida parcial/total de la demanda, etc). Corte Visible. Condición en la cual de forma visual se puede verificar que la línea, circuito y/o equipo a intervenir se encuentra con elementos de corte como seccionadores y/o cuchillas abiertos en sus extremos y/o en el lado de la fuente. Despejar campo. Maniobra que consiste en abrir los seccionadores adyacentes al interruptor de un campo que fue abierto previamente (corte visible). Desenergizar. Es la acción de apertura desde la fuente para dejar libre de potencial (sin tensión) con el fin de entregar la instalación para su intervención. Disponible. Es el estado en que una instalación o equipo se encuentra en servicio o que estando por fuera de servicio puede en cualquier momento ser conectada al sistema. Energizar. Es poner bajo tensión el circuito desde uno o cualquiera de sus extremos. Estado de Emergencia. Es el estado de operación que se alcanza cuando se violan los límites de seguridad del sistema de potencia. En Servicio. Es el estado en el que una instalación o equipo se encuentra disponible y cumpliendo con la función para la cual fue instalado en el sistema. Evento. Situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un Activo (elementos constitutivos del sistema eléctrico de potencia) y que ocurre de manera no programada.

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Fuera de Servicio. Es el estado en el que una instalación o equipo no se encuentra cumpliendo con la función para la cual fue instalado en el sistema. Indisponible. Es el estado en que una instalación o equipo se encuentra fuera de servicio, bajo consignación o por evento y que no puede ser conectada al sistema debido a falla propia o ejecución de trabajos sobre ella. Instrucción Operativa. Orden verbal o escrita que se imparte desde los centros de control o desde el CND para la ejecución de una maniobra u acción en el sistema eléctrico de potencia. Prevenir . Es la acción bajo la cual el personal de campo advierte al CSM y/o CLD sobre la intervención en equipos de subestaciones y equipos en red, que impliquen un riesgo de disparo. Sincronizar. Es la puesta en paralelo de dos Sistemas Eléctricos que se encuentran aislados eléctricamente entre sí y que operan desfasados en frecuencia y voltaje. Sin Tierras (No aterrizado(a)). Es aquel equipo totalmente desprovisto 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. Transferencia. Es cambiar el camino de atención de un circuito, de un interruptor y/o campo hacia otro.

1.4 OTRAS DEFINICIONES Arquitectura de Red. Reglas y criterios para la ordenación y desarrollo de la red de media tensión. Aviso: Reporte efectuado por un usuario a través de la Oficina Telefónica 24 Horas, donde se informa de una anomalía en las redes del sistema eléctrico de EPSA y que puede o no afectar el suministro de energía. Protocolo de Comunicación. Proceso de comunicación relacionado con instrucciones, informaciones, eventos, maniobras y en general, toda la coordinación y dirección de la operación del Sistema Eléctrico. Protocolo de Maniobras. Proceso ordenado y secuencial de maniobras a realizar durante una intervención en el sistema eléctrico, garantizando seguridad en equipos y personas.

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2. ASPECTOS GENERALES DE LA OPERACIÓN DEL SIN.

2.1 ESTRUCTURA FUNCIONAL DE LA OPERACIÓN DEL SIN La operación de Sistema Interconectado Nacional se puede dividir por niveles:

- Nivel 1: Centro Nacional de Despacho - Nivel 2: Prestadores Servicio de Transporte STN y Prestadores Servicio Conexión STN - Nivel 3: a. Generadores b. Operadores de Red El Centro Nacional de Despacho tiene la responsabilidad de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional. También da las instrucciones a los centros de control regionales y locales para coordinar las maniobras de las instalaciones eléctricas en dicho sistema. La figura 1 muestra la estructura jerárquica de la coordinación de la operación en el SIN.

Figura 1. Estructura Jerárquica de Operación del SIN

2.2 FUNCIONES OPERATIVAS DEL OPERADOR DE RED. Con relación a la operación de los STR y SDL, los operadores de red tienen la responsabilidad de realizar las funciones establecidas en la Resolución CREG 080 de 1999. Dichas funciones son:

- Planeación operativa eléctrica de corto plazo. - Supervisión operativa.

CND

Generación (Plantas despachadas

Centralmente)

STN Activos de Conexión

STR SDL

Generadores sin despacho central Operadores de Red

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- Coordinación operativa. - Control operativo.

La cobertura del OR EPSA – CETSA abarca 39 de los 42 municipios del Valle del Cauca (EPSA – CETSA no atiende los municipios de Cali, Yumbo [Emcali] y Cartago [Emcartago]). El área de cobertura se encuentra divida en cinco sectores (Incluyendo las redes de propiedad de la Compañía de Electricidad de Tuluá S.A - CETSA). La distribución geográfica de los sectores se muestra en la figura 2..

Figura 2. Esquema Valle del Cauca – Sectores Operativos

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3. OPERACIÓN DEL SISTEMA DE POTENCIA

3.1 ASPECTOS GENERALES

3.1.1 Normativa y Reglamentación Toda la operación del sistema eléctrico de EPSA-CETSA es responsabilidad de los Centros de Control y debe tener en cuenta los criterios establecidos por el código de operación (Resolución CREG 025 de 1995), acuerdos operativos, acuerdos CNO, Manual de Operación, Consignas Operativas, procedimientos que rijan para garantizar la operación, supervisión y control de forma segura y confiable de dicho sistema al igual que la reglamentación vigente como la resolución CREG 070 de 1998 (Reglamento de Distribución), CREG 080 de 1999 (funciones de planeación, coordinación supervisión y control entre el Centro Nacional de Despacho (CND) y los agentes del SIN) y todas aquellas que sustituyen o modifiquen apartes de éstas.

3.1.2 Control de Variables del sistema de Potencia EPSA a través de los centros de control verifica permanentemente que las principales variables eléctricas del Sistema (Voltaje, potencia, frecuencia) se encuentren dentro de los rangos operativos establecidos por estudios pre-operativos, consignas operativas y/o dentro de los límites indicados por la regulación vigente. La siguiente tabla muestra los rangos regulatorios en los cuales se debe operar el sistema eléctrico de potencia.

Variable Valor Mínimo Valor Máximo Frecuenci a 59.8 Hz 60.2 Hz Cargabilidad -- 100%

Voltaje

500 kV 450 kV 525 kV 220 kV 198 kV 242 kV 115 kV 103.5 kV 126.5 kV 34.5 kV 31.05 kV 37.95 kV 13.2 kV 11.88 kV 14.52 kV

Tabla 1. Limites Regulatorios para control de Frecuencia, Cargabilidad y Voltaje.

EPSA realiza la supervisión y gestión en línea a través de las herramientas de supervisión como el SCADA y el OMS propietario. La operación del sistema debe garantizar que a cada usuario que se conecta a la red, se le cumplan los valores establecidos de tensión. Así mismo, se debe garantizar que los equipos operen dentro de sus condiciones nominales de carga (sin llevarlos a sobrecargas).

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3.1.3 Definiciones de Estados Operativos Los siguientes son los estados en los cuales se opera el sistema eléctrico de potencia de EPSA:

3.1.3.1 Estado Normal Se considera en operación normal el sistema, cuando todas las variables eléctricas están en los rangos operativos estables y los equipos se encuentran funcionando dentro de sus rangos nominales de trabajo.

3.1.3.2 Estado de Prevención Se considera operación en prevención; cuando se tiene un riesgo probable de afectar un equipo, disparar un activo o violar un límite operativo.

3.1.3.3 Estado de Emergencia Se considera operación en emergencia, cuando se viola los límites de seguridad de los equipos y/o el sistema, lo cual puede generar un riesgo inminente en la integridad de dicho equipo y/o a la estabilidad del sistema eléctrico de potencia.

3.1.4 Regulación de Tensión En la operación del sistema eléctrico de EPSA-CETSA, la regulación de tensión que se hace desde los centros de control CSM y CLD, debe cumplir con los rangos y objetivos establecidos por la reglamentación vigente (Ver tabla 1) La regulación de la tensión se hace a través de TAP’s de transformadores, Banco de condensadores y control de potencia reactiva de unidades de generación.

3.1.5 Regulación de la frecuencia La frecuencia del SIN es regulada a través del control de la generación conectada a dicho sistema. En este caso, el CND es el encargado de mantener el control de la frecuencia, de tal manera que el balance Generación Vs Demanda siempre se encuentre equilibrado y que la frecuencia se mantenga dentro del rango mencionado en la tabla 1.

3.1.6 Seguimiento y control de la Cargabilidad Los equipos del sistema deben operar, en condiciones normales, por debajo de su 100% de carga permitida o declarada. EPSA a través de los centros de control debe supervisar que se cumpla este criterio y en caso de que se violen estos límites, realizar maniobras operativas que busquen disminuir la cargabilidad del equipo afectado. Las maniobras recomendadas son las siguientes:

1. Movimiento de tap (subir/bajar) para el control de reactivos.

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2. Transferencia de circuitos/cargas a otras subestaciones 3. Coordinación con generación de plantas menores (control de reactivos) 4. Apertura de carga (solo en el caso que se violen los valores de emergencia

máximos permitidos)

3.2 GESTIÓN DE CONSIGNACIONES

3.2.1 Aspectos Generales En todos los casos EPSA considera las siguientes pautas con el fin de garantizar la seguridad de personas y de las instalaciones: Protocolo de Maniobras : El establecimiento de protocolos de maniobras que permitan de manera confiable y segura la salida y entrada en servicio de los elementos de la red eléctrica. Protocolo de Comunicación: Cumplimiento del protocolo de comunicación que permita una coordinación segura y organizada de las maniobras teniendo en cuenta la nomenclatura operativa. Procedimientos Organizados en Campo (personal de Su bestaciones, Redes, Protecciones, etc): Cumplimiento a procedimientos que permitan una secuencia ordenada de trabajo y que agilicen de forma confiable y segura las maniobras para la prestación de un buen servicio. En general toda maniobra debe ser autorizada con anticipación e iniciada por el CSM o CLD.

3.2.2 Trabajos Programados Cuando un usuario requiera una actuación programada como maniobra de apertura para mantenimiento de sus instalaciones, conexión de una nueva carga o ampliación de la carga existente, debe hacer una solicitud a través de los medios de comunicación definidos por la compañía y publicados en la pagina Web de EPSA. Una vez el usuario contacte al canal de relación e informe el tipo de actuación que requiere, EPSA-CETSA realizará la programación de las maniobras necesarias de acuerdo con los procedimientos internos establecidos para cada tipo de solicitud y le informará sobre el tiempo en el que se aprobará la solicitud de consignación. En ningún caso se iniciarán trabajos programados en los cuales existan dudas por parte de EPSA-CETSA sobre los siguientes aspectos: Elementos a consignar, las condiciones operativas de los equipos, las maniobras requeridas, las medidas de seguridad, los riesgos sobre las personas, el medio ambiente, los equipos o el sistema de potencia, las actividades a realizar o las herramientas, materiales equipos a utilizar, etc.

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3.2.3 Coordinación de consignaciones con el Centro Nacional de Despacho (CND). Todas las maniobras sobre activos asociados al Sistema de Transmisión Nacional (STN) y algunos activos definidos por el CND del Sistema de Transmisión Regional (STR) de EPSA, serán previamente coordinadas con el CND. Equipos de Operación Exclusiva de EPSA: En este caso el CND coordina con el Centro de Supervisión y Maniobras de EPSA las maniobras de energización o desenergización del equipo e imparte la instrucción para energizar o desenergizar cada una de las bahías que lo conforman. EPSA-CETSA ejecuta las maniobras y reporta al CND de acuerdo con la instrucción recibida. Equipos de Operación Compartida entre EPSA y Otros Agentes: En este caso el CND debe coordinar con cada uno de los agentes las maniobras de energización o desenergización de los activos que le correspondan en cada una de las etapas: Los agentes deben seguir cada etapa de la maniobra e informar al CND cuando la ejecutan y esperar la autorización para continuar.

3.2.4 Coordinación consignaciones con otros Agentes . En los casos en los que sea necesario coordinar maniobras en subestaciones o activos, en los cuales se comparte propiedad con otros agentes (caso ISA, EMCALI, CHEC, CEO), se debe tener en cuenta dicha multipropiedad a la hora de ejecutar las maniobras. La coordinación debe hacerse considerando los Acuerdos Operativos vigentes y/o las consignas operativas que se hayan establecido entre las partes (incluyendo EPSA) con el fin de hacer una coordinación segura y confiable de las maniobras a ejecutar. Así mismo, cuando se ejecuten maniobras sobre puntos o activos de conexión de clientes y/o cogeneradores, se deberán tener en cuenta las consignas operativas establecidas entre EPSA y dichos clientes, con el fin de hacer una coordinación segura y confiable de dichas actividades.

3.2.5 Reglas de Oro

Las Reglas de Oro siempre se deben aplicar por parte del personal que ejecute trabajos sobre elementos desenergizados (líneas, equipos y demás elementos del sistema eléctrico de potencia). Las “Reglas de Oro” se relacionan en la tabla 3.

1. Verificar corte visible 2. Comprobar ausencia de tensión 3. Bloquear y enclavar el elemento de corte y/o de energización 4. Colocar las tierras comenzando por las más cercanas a la

fuente normal de tensión 5. Colocar los carteles de aviso de trabajos en el elemento de

corte

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Tabla 3. Reglas de Oro

3.3 GESTIÓN DE EVENTOS La normalización de todos los eventos ocurridos en la red de distribución es coordinada desde los centros de control de EPSA - CETSA (CSM y CLD). Por su parte, los eventos presentados en la red de distribución de Media Tensión (Sector sin energía, oscilaciones de voltaje, bajo voltaje, elementos extraños en la red, líneas descolgadas o reventadas) pueden ser reportados por los usuarios de la red de EPSA-CETSA a través de la Oficina Telefónica 24 horas (OT24h). EPSA-CETSA a través del Centro Local de Distribución (CLD) gestiona todos los avisos asociados a daños en la red de distribución MT. Para esto, dispone de un personal en terreno denominado Brigada de Operación Local (BOL), el cual recibe los avisos por parte del CLD, se desplaza al sitio del daño y posterior a la reparación solicitan instrucción del CLD para normalizar el servicio. Por otra parte, los eventos que son detectados a través del sistema de gestión de la distribución son gestionados remotamente. A continuación de describe el proceso de gestión operativa de los eventos: • Cuando un evento es informado a través de la OT24 h oras El medio de comunicación, disponible las 24 horas, para intercambio de información de la atención de daños en la red, es la Oficina Telefónica 24 horas, a la cual podrá comunicarse a través de la línea 115 o en el número 01 8000 112 115. Igualmente, se puede comunicar vía celular al 0323210115. La mayoría de equipos de protección ante fallas que existen en la red eléctrica, no son supervisados desde un centro de control y su operación es local. Por eso, para que el operador de red se entere del evento y direcciones las brigadas de la mejora manera, es necesario que los usuarios llamen a reportar la falla a través del canal de relación establecido. Mientras más llamadas se realicen a la OT24 horas, con mayor rapidez se identifica el sector y se normaliza el servicio. La figura 4 muestra el flujo de información entre el usuario y el operador de red. Sistema Gestión

Distribución (DMS)

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Figura 4. Flujo de información gestión de eventos

Una vez se recibe la llamada del usuario en la OT24h, se comienza la gestión para la atención del evento por parte del centro de control CLD y de las brigadas asociadas. Dicha gestión termina al momento que es repuesto el servicio. • Cuando un evento es generado a través del sistema S CADA Existen equipos en la red que mediante tecnología de hardware y equipos de comunicación proporcionan la información del estado de los equipos supervisados y controlados por el CLD. Ante una falla en el sistema eléctrico de potencia estos equipos operan y la información es reportada al operador del sistema a través del sistema SCADA el cual procede a normalizar la condición operativa del equipo de forma remota. La figura 5 muestra el flujo de información en los equipos de la red y el sistema de gestión.

Figura 5. Flujo de información de eventos a través del SCADA

Reporta

evento

Alta

aviso

SSiisstteemmaa ddee GGeessttiióónn ((OOMMSS))

•Incidencias

••Instalaciones que recuperan servicio

Se envía la

Brigada de

Campo

SSCCAADDAA Telemando

Sistema Gestión Distribución (DMS)

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