CREG - Circular 1 de 1999

REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGfA C o m is ió n d e R e g u la c ió n d e E n e r g í a y G as

CIRCULAR No.001

PARA: Transportadores y/o Operadores de los S istem as de Transmisión R egional y/o

Sistemas de Distribución Local

DE: DIRECCION EJECUTIVA

ASUNTO: Manual de Operación Tipo - CNO

Santa Fe de Bogotá, D.C., 5 de Febrero de 1999 En cumplimiento de lo establecido en el Numeral 5.51. del Reglamento de Distribución, Resoluciones CREG-070 y CREG-117 de 1998, atentamente informamos que el C.N.O. entregó el Manual de Operación Tipo páralos STR’s y/o SDL’s. El Manual puede ser consultado en nuestra página Internet, www.creg.gov.co, así: NORMAS-CIRCULARES-1999-CIRCULAR001-99. Adicionalmente se recuerda a todos los OR’s que el plazo para la expedición del Manual de Operación de su Sistema, vence el dia 27 de Marzo de 1999, según se establece en el Reglamento de Distribución. V il LO MANZUR J. to r Ejecutivo JOSE BWDocumento en DOCUMENTO ...................... . _ . ................ S 611 5000 FAX .-6115427236 8331 e - m a il: creg@creg.gov.co E lc r a 11 No. 84-51 Piso 3o , Santafé de Bogotá D.C. ColombiaConsejo Nacional de Operación

C N O Manual de Operación Tipo Sistemas de Transmisión Regionales (STR’s) y/o Sistemas de Distribución Locales (SDL’s) Resolución CREG-070 de 1998 “Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica” numeral 5.5.1 Santa Fe de Bogotá, Enero de 1999TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCION ................................................................................................... 5

2. CAMPO DE APLICACIÓN ..................................................................................... 5

3. DEFINICIONES ..................................................................................................... 5 3 .1 ENTIDADES...................................................................................................... 5 3.1.1 CENTRO NACIONAL DE DESPACHO (CND) .............................................. 5 3.1.2 CENTRO REGIONAL DE DESPACHO (CRD) .............................................. 6 3.1.3 SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) ........................................ 6 3.1.4 SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL (STR) ........................................ 6 3.1.5 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL (SDL) .............................................. 6 3.1.6 CENTRO LOCAL DE DISTRIBUCIÓN (CLD) .............................................. 6 3.2 PERSONAL DE OPERACION ...................................... 6 3.2.1 CENTRO NACIONAL DE DESPACHO CND ....................................... 6 3.2.1.1 INGENIERO DE TURNO ......................................................................... 6 3.2.1.2 INGENIERO ANALISTA DE DESPACHO - CN D .................................... 6 3.2.1.3 PROGRAMADOR ..................................................................................... 7 3.2.1.4 DESPACHADOR - CND ........................................................................... 7 3.2.1.5 AUXILIAR DE INFORMACIÓN ...................................................... 7

3.2.2. CENTRO REGIONAL DE DESPACHO - CRD ............................................... 7 3.2.2.1 INGENIERO DE TURNO ......................................................................... 7 3.2.2.2 DESPACHADOR ...................................................................................... 7 3.2.3 CENTRO LOCAL DE DISTRIBUCIÓN .......................................................... 7 3.2.3.1 INGENIERO JEFE ZONA ........................................................................ 7 3.2.3.2 DESPACHADOR DE DISTRIBUCIÓN ..................................................... 7 3.3 INSTALACIONES Y EQUIPO .............................................................................. 7 3.3.1 A r e a o p e r a tiv a........................................................................................ 7 3.3.2 SISTEMA ELÉCTRICO .................................................................................. a 3.3.3 SUBESTACIÓN ............................................................................................. a 3.3.4 CAMPO 0 BAHÍA .......................................................................................... a 3.3.5 EQUIPOS DE MANIOBRA ............................................................................ a 1i V ft' I 3.3.6 EQUIPOS DE PROTECCIÓN ............................................................................. a 3.3.7 BARRAJE.......................................................................................................a 3.3.8 CIRCUITO 0 LÍNEA .......................................................... 3.3.9 INTERRUPTOR .................................................................. 3.3.10 RECLOSER................................................................................................. a 3.3.1-1 RELÉ........................................................................................................... 9 3.3.12 HIDRÁULICO .......................... 9 3.3.13 SECCION A.D.O .R ............................................................................9 3.3.14 SECCIONADOR DE PUESTA A T IE R R A.......................................... ........................ 9 3.3.15 N O M E N C L A T U R A OPERATIVA........................................................9 3.4 DEFINICIÓN DEL ESTADO DE LOS EQUIPOS ............................................... 9

3.4.1 TIPOS DE CONSIGNACIONES................................. ................................ 9 3.4.2 BAJO CONSIGNACIÓN ............................................ ................................ 10 3.4.3 DISPONIBLE .............................................................. ............................... 10 3.4.4 INDISPONIBLE........................................................................................... 10 3.4.5 EN SERVICIO ................................................................... ................................. 10 3.4.6 FUERA DE SERVICIO ..................................................................................... 10 3.4.7 BAJO TENSION, EN VACÍO..................................... ................................ 10 3.4.8 ATERRIZADA ............................................................. ............................... 1 1 3.4.9 SIN TIERRAS ................................................................... 1 1

4. EJECUCION DE MANIOBRAS ........................................................................... 1 4.1 RETIRAR TIERRAS ........................................................................................ 1 1 4.2 PREPARAR UN CAMPO ................................................................................. 1 1 4.3 ENERGIZAR UN CIRCUITO 0 INSTALACIÓN ............................................... 1 1 4.4 SINCRONIZAR UN CIRCUITO 0 INSTALACIÓN ........................................... 1 1 4.5 TRANSFERIR UN CIRCUITO 0 MANIOBRA DE BY-PASS ............................ 12 4.6 REGULACIÓN DE TENSION.. ......................................................................... 12 4.7 PARA PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO PROGRAMADOS EN EQUIPOS O INSTALACIONES EN GENERAL ............................................................................. 12 4.7.1 TRABAJOS PROGRAMADOS .................................................................. 12 4 .7 .1 .1 . FUNCIONES DE LAS ENTIDADES Y PERSONAS QUE INTERVIENEN 12 24 7 2 EJECUCIÓN DE CONSIGNACIONES 13 4.7.3 INICIACIÓN DE M A N IO B R A S .................................................. 14

4.7 4 FINALIZACIÓN DE CONSIGNACIÓN ..............................................................14 4.7.5 MANIOBRAS EN TRANSFORMADORES .......................................................14 4.7.5.1 DESENERGIZACIÓN 14 4.7.52 NORMALIZACIÓN 14 4.7.6 MANIOBRAS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN .........................a.................15 4.7.6.1 APERTURA .................................................................................................15 4.7.62 NORMALIZACIÓN ................................................................................ 15 4.7.7 MANIOBRAS EN CIRCUITOS CON SECCIONADOR DE TRANSFERENCIA ......................................................................... ..........................................1 5 4.7.8 MANIOBRAS DE CAMBIO DE BARRAS CON INTERRUPTOR DE ACOPLE DE BARRAS...............................................................................................................16 4.7.9 MANIOBRAS DE CAMBIO DE BARRAS SIN INTERRUPTOR DE ACOPLE.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .a. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1 6

5. CONSIGNAS GENERALES DE OPERACIÓN ................................................... 17 5 1 CRITERIOS BÁSICOS 17 5.2 EN OPERACIÓN NORMAL .................................................................................17 5.2.1 ASPECTOS GENERALES 18 5.2.2 ADQUISICIÓN DE DATOS 18 5.2.3 A TE N C IÓ N D E F A L L A S 0 C A M B IO S E N E L C R D O CLD..............................................1a

5.2.4 ESQUEMA DE PRIORIDADES PARA LA ATENCIÓN DE FALLAS 19 5.3 C O N SIG N A S EN TR E E L CND Y E L CRD.................................a................ 1 9 5.4 CONSIGNAS DE OPERACIÓN PARA EL CRD .................................. 19 5.5 C O N S IG N A S E N T R E E L C R D Y E L CLD................................. 20 5.6 C O N S IG N A S D E O P E R A C IÓ N D E L CLD.................................. 22 5.7 S IT U A C IO N E S ANORM ALES...............a................... 23 5.7.1 DEL SISTEMA ................................................... a ......23 5.7.2 DE ORDEN PÚBLICO I ......................... .......23 5.8 E N AUSENCIA de COMUNICACIONES ...........................................................23 5.9 EN CONDICIONES DE EMERGENCIA ..............................................................23 35.9.1 CASOS E S P E C IA L E S....................... 23 5.9.2 EVENTOS EN EL SISTEMA ....................................................................... 24 5.9.3 ANÁLISIS DEL EVENTO ............................................................................ 24

6. PROCEDIMIENTOS PARA TRABAJOS EN CALIENTE, EN FRIO Y EN

PROXIMIDAD DE TENSION ........................... 24

7. LIMITES OPERATIVOS ...................................................................................... 25 7 . 1 INTRODUCCIÓN............................ 25 7.2 CLASIFICACIÓN POR ELEMENTOS ............................................................. 25 7.2.1 UNIDADES DE GENERACIÓN 25 7.2.2 TRANSFORMADORES.. ....................................... 25

7.2.3 BARRAJES ................................................................................................. 25 7 2.4 LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN 26

7.2.5 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 26 7.2.6 CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN 26 7.3 OTROS LIMITES ....................... 27

4CONSIGNAS DE OPERACIÓN

1. INTRODUCCION El objetivo del presente manual 8s presentar las consignas de operación y procedimientos operativos del Sistema Eléctrico atendido por cada Agente.

Varias son las razones que respaldan la elaboración y aplicación de las consignas y procedimientos descritos aquí, ellas son: • La unificación en ios criterios utilizados para las maniobras operativas del sistema. • La utilización de un lenguaje común e interpretación correcta de las instrucciones y solicitudes. • La implementación y utilización de la nomendatura operativa de los equipos. • La seguridad en las maniobras ejecutadas. • La protecdón del personal que participa en la operación • La prevención de fallas en el sistema, debida a errores 8n la operación. • La protección de los equipos involucrados en la ejecución de las diferentes maniobras normales y de emergenda.

2. CAMPO DE APLICACIÓN El presente manual contiene los procedimientos operativos en materia de coordinadón, supervisión y control del sistema del OR, ejecudón de maniobras, mantenimientos, seguridad industrial y demás prédicas que garanticen el óptimo desempeño de los STR’s ylo SDL’s.

3. DEFINICIONES Para efedos del presente manual se aplicarán las definidones que se liian a continuadón

3.1 ENTIDADES 3.1.1 Centro Naciond de Despacho (CND) Es la dependenda encargada de la planeadón, supervisión y control de la operadón integrada de los recursos de generadón, interconexión y transmisión del SIN. También es el encargado de dar las instrucdones a los Centro Regionales de Despacho para coordinar las maniobras de los equipos, con el fin de tener una operadón segura, confiable y ceftida al Reglamento de Operadón y a todos los acuerdos d el CNO.3.1.2 Centro Regional de Despacho (CRD) Es un Centro de Supervisión y Control de la Operación de las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en una misma región, cuya función 8s la de coordinar la operación y maniobms de esos equipos con sujeción, en lo pertinente, a las instrucciones impartidas por el CND. 3.1.3 Sistema Interconectado Nacional (SIN) Es el sistema de potenda colombiano, que Induye las centrales generadoras hidráulicas y t&micas, las subestadones, las líneas de interconexión entre áreas y todos los demás elementos de cada una de las empresas de las regiones del pals. 3.1.4 Sistema de Transmisión Regional (STR) Es el sistema interconectado de transmisión dé energía eléctrica compuesto por redes regionales 0 interregionales de transmisión, wnfonnado por el wnjunto de líneas y subestadones, con sus equipos asodados, que operan a tensiones menores de 220 kV. y que no pertenecen a un sistema de

distrfbudón local 3.1.5 Sistema de Distribución Local (SOL) Es el sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de dlstribudón municipales o distritales, conformado por el wnjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asodados, que operan a tensiones menores de 220 KV. que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servido de un Sistema de distribución munidpal, distrital o local. 3.1.6 Centro Local de Dlstribudón (CLD) Es un centro de supervisión y control de la operadón de las redes y subestaciones de dlstribudón. El CLD 8s equivalents al centro de teleoperadón (CTC, CTZ). Centros de teleoperadón (CTC, CTZ): • Centro de Teleoperadón Central (CTC). Es un centro de supervisión y control de la operadón de las redes y subestadones de distribudón. • Centro de Teleoperadón Zonal (CTZ). Es un centro de supervisión y wntrol de la operadón de las redes y subestadones de dlstribudón, localiios 8n una misma zona. 3.2 PERSONAL DE OPERACION 3.2.1 Centro Nacional de Despacho CND 3.2.1.1 Ingeniero de Tumo Es el fundonarlo encargado de tomar las decisiones del Sistema Eléctrico Nacional. 3.2.1.2 Ingeniero Analista de Despacho - CND Es el Ingeniero de tumo responsable de la operadón del SIN y encargado de correr los flujos, revisar hora a hora la demanda del Sistema. 63.2.1.3 Programador Ingeniero encargado de todos los despachos y redespachos 3.21 .4 Despachador - CND Es el funcionario que coordina con los Centros Regionales de Despacho jas maniobras de la red

63.2.1.3 Programador Ingeniero encargado de todos los despachos y redespachos 3.21 .4 Despachador - CND Es el funcionario que coordina con los Centros Regionales de Despacho jas maniobras de la red Nadonal. 3.2.1.6 Auxiliar de Información Registra eventos y datos rutinarios para el informe diario de operación. 3.2.2. Centro Regional de Despacho - CRD 3.2.2.1 Ingeniero de Tumo • Es su responsabilidad supervisar y controlar el Sistema de Transmisión Regional en tiempo real y coordinar diariamente la información operativa dej CRD. • Es el Analista de Energía encargado de tomar las decisiones relacionadas con el Sistema Eléctrico Regional. . Encargado de todos los despachos y redespachos de las piantas de generación del Sistema • Es el Ingeniero de tumo responsable de la operación del STR y encargado de correr los flujos, revisar hora a hora la demanda dei Sistema. • Coordina con los Centros Locales de Distribución las manjobras de la red regional 3.2.2.2 Despachador Supervisar y wordinar las condiciones de operación del CRD. 3.2.3 Centro Local de Distribución 3.2.3.1 Ingeniero Jefe Zona Analista de Energía encargado de la zona delimitada por el CDL. 5.2.3.2 Despachador de Distribución Es el funcionario que coordina con el CTC y/o CTZ y el ingeniero jefe 0 supervisor de la zona las maniobras y demás actividades operativas del área de distribudón. 3.3 INSTALACIONES Y EQUIPO 3.3.1 Area Operativa Comprende un conjunto de subestaciones, recursos de generación y demanda que presentan alguna restricción eléctrica que limitan los intercambios con el resto dei sistema.

3.3 INSTALACIONES Y EQUIPO 3.3.1 Area Operativa Comprende un conjunto de subestaciones, recursos de generación y demanda que presentan alguna restricción eléctrica que limitan los intercambios con el resto dei sistema. 73.3.2 Sistema Eléctrico Conjunto de instalación para la generación, conversión, transmisión, transformación y distribución de la energía eléctrica. Conectados físicamente y operando como una unidad integral. 3 .3 .3 Subestación Es un nodo del sistema que está interconedado con los demás nodos mediante líneas y que por su diseño permite modificar la topología o conectividad de toda la red. 3.3.4 CampO 0 Bahia Es el conjunto de equipos de potencia que al ser operados manual o automáticamente (ante consignas 0 a n te fallas) modifican en la subestación la conectividad de líneas, transformadores, grupos generadores, acopladores de barras, bancos de condensadores, etc. 3.3.6 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. 3.3.6 Equipos de Protección Son los equipos que sensan condiciones anormales de operación de un sistema eléctrico y envían señal de activación a los equipos de desconexión. (Ej Relés, Disyuntores, Fusibles). 3 .3 .7 Barrqje Es el wnjunto de elementos (wnductoms, 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. 3.3.8 Circuito o Lfnea

que sirven de nodo de enlace de los campos de la subestación. Un barraje puede ser principal, de reserva o de transferencia. 3.3.8 Circuito o Lfnea Es el wnjunto de tones, tema de conductores, aisladores y accesorios que conectan dos subestadones del sistema. 3 .3 .9 Interruptor Es el elemento o equipo eléctrico con capacidad Pam operar (abrir o cérrar) bajo carga o falla, estableciendo el estado de conexión dei campo. 3.3.10 Recioser 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 Y con base en sus ajustes puede realizar rederre sobre la línea o drcuRo implícito; teniendo como limitante las corriente de corto drcuito.3.3.11 Relé Dispositivo diseñado de manera que cualquier cambio eléctrico, magnético o térmico sobre sus señales de entrada determinan e¡ envío de una señal de desconexión automática en uno o mas circuitos eléctricos. (EJ. Relé de distancia, de Sobreconiente, de Sobrecarga..). 3.3.12 Hidráulico Es un elemento o equipo eléctrico que puede opemr con caiga 0 ante falla y que de acuerdo a su disposición sobre la red puede permitir seccionamientos, precisando que estos solo existen en niveles de tensión de 13.2 kv y que su mando es por pértiga.

NOTA: Se recomienda no cerrados hasta revisar la línea, debido a que estos tienen un poder de code limitado. 3.3.13 Seccionador ES el elemento 0 equipo eléctrico que al ser operado permite tener cedeza de la apedura de un circuito mediante una confirmación visual. Esta diseñado pam opemr sin carga. Normalmente esta asociado a

limitado. 3.3.13 Seccionador ES el elemento 0 equipo eléctrico que al ser operado permite tener cedeza de la apedura de un circuito mediante una confirmación visual. Esta diseñado pam opemr sin carga. Normalmente esta asociado a un interruptor de manera que permita aisiario eléctricamente. Además esta wnectado a un barraje o a un drouito. 3.3.14 Seccionador de Puesta a Tierra Es e¡ equipo que permite conectar sólidamente a la maiia de tierra, una instalación o pade de ella. Su operación siempre es manual bajo una consigna específica de mantenimiento. 3.3.15 Nomenclatura Operativa Es ei código único de identificación de equipos del Sistema Eléctrico que permite diferenciarlos individualmente de ouaiquier otro similar en una subestación. 3 4 DEFINICIÓN DEL ESTADO DE LOS EQUIPOS 3.4.1 Tipos de Consignaciones . CONSIGNACION NORMAL Cuando el equipo, instalación o línea consignada sea retirado de la explotación o servido, sin posibilidad de ser operado durante ei tiempo que dum la consignación. Se observará la programadón sugerida pam la ejecudón de trabajos programados, según lo consignado en el numemi 4.7 . CONSIGNACION ESPECIAL Cuando ei equipo, instaladón o línea consignada requiere ser operada durante el tiempo de consignadón con ei fin de realizar pruebas de chequeo. Estas se pueden efeduar bajo normas de seguridad muy especificas a entem responsabilidad dei Jefe de tmbajo y según ios procedimientos de

coordinadón previos indicados en el numeral 4.7 . CONSIGNACION PARA EQUIPOS ENERGIZADOS Cuando se realice mantenimiento o trabajos en equipos o líneas energizadas (en vivo o en caliente). 9CONSIGNACION DE EMERGENCIA En caso de estricta emergencia que demande reparaciones urgentes, se podrá omitir el trámite pmvio de solicitud de autorización de tmbajo y permiso de consignación; pero wmo norma de seguridad, se debe wnsignar la instaiaddn o equipo antes de inidar la reparación. Para estos casos, quien solicita la consignadón será el jefe dei grupo de tmbajo previa confirmadón dei daño por reparar. En caso grave en donde exista peligro de eledrocudón o daño de equipos, por caída de lineas energizadas, por incendio u otros, cualquier fundonado de la empresa o persona podrá solicitar la suspensión dei sarvicio, previa identificadón completa y haciendo daridad sobre ios hechos. Quien proceda a wnsignar anotará 8 informará al jefe correspondiente o superior inmediato el caso sucedido, llenando y wlocando un mensaje de no operar en ei sistema de mando dei interruptor de la instaladón o equipo wnsignado.

Nota: En general toda consignadón deberá de estar acompañada dei respectivo mensaje en ei despiiague de la subestación o drcuito donde se esta realizando ei tmbajo. 3.4.2 Bajo Consignación Es una instalación que se encuentra fuera de servicio y que se ha retirado de la explotación comercial para someterla a revisión 0 mantenimiento. La instalación queda a cargo de un "Funcionario responsable de la consigna", quien será la única persona autorizada para retomar a la explotación la instalación y equipos consignados. 3 .4 .3 Disponible

comercial para someterla a revisión 0 mantenimiento. La instalación queda a cargo de un "Funcionario responsable de la consigna", quien será la única persona autorizada para retomar a la explotación la instalación y equipos consignados. 3 .4 .3 Disponible Es una instalación que en cualquier momento puede ser wnectada al sistema. Normalmente se hace esta referenda cuando la instaladón se encuentra fuem de servido. 3 .4 .4 indisponible Es una instaiaddn que se encuentm fuem de sarvicio, bajo consignadón y que no puede ser conectada al Sistema debido a falla propia o ejecudón de mantenimiento sobre ella. 3.4.5 En Servicio Es una Instalación que se encuentra con tensión en sus dos extremos y en condidones de transportar energía. 3.4.6 Fuem de Servicio Es aquella instalación o equipo que se encuentra desconectada del sistema, ya sea por consigna de operadón o de mantenimiento. 3.4.7 Bajo Tensión, en Vacio instaiaddn bajo tensión y que por su estado de conectividad o ei de sus elementos aledaños no se encuentra transportando energía. 103 .4 .9 Aterrizada instalacidn que por medio de los seccionadores de puesta tierra, tierras portátiles u otro medio , se encuentra conectada 8 tierra. 3.4.9 Sin Tierras Es aqueiia instalacidn 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 retimdo todas las puestas a tierra.

4. EJECUCION DE MANIOBRAS 4 .1 RETIRAR TIERRAS Es la acción de desconectar todas y'cada una de Jas puestas a tierra que tenga una instalación. La persona que efectúe esta operación io hará sólo bajo soiidtud expresa del CRD y deberá verificar que la instalacidn quede sin tierras. 4.2 PREPARAR UN CAMPO Es coiocar en disponibiliiad un campo o instalación, cerrando ios seccionadores asociados a dicho campo.

Para ejecutar esta maniobra se requiere verificar que ei campo esté sin tierras, luego de verificar lo anterior, se procede a cenar ios seccionadores de bañas y de línea asociados al campo, de acuerdo a la solicitud expresa del CRD. 4.3 ENERGIZAR UN CIRCUITO 0 INSTALACIÓN Es poner bajo tensión el circuito desde uno cualquiera de sus extremos. Antes de ejecutar esta maniobm, debe verificarse que: . El circuito esté SIN TIERRAS. • El campo esté preparado. Después de efectuadas las acciones anteriores y solo bajo solicitud expresa del CRD se puede proceder a energizar la instalación. 4.4 SINCRONIZAR UN CIRCUITO 0 INSTALACIÓN Es la puesta en paralelo de dos Sistemas Eléctricos que se encuentran aislados eléctricamente entre SI, y que operan desfasados en frecuencia y voltaje. Antes de ejecutar esta maniobra, debe ve rific a rs e que: • Los voltajes sean iguaies. • Las frecuencias sean iguales. • La diferencia en ángulos de fase sea cero. Esta verificación debe efectuarse con los instrumentos apropiados (Sincronoscopio), luego de lo cual y bajo solicitud expresa del CRD, puede precederse a efectuar la maniobra.

• Las frecuencias sean iguales. • La diferencia en ángulos de fase sea cero.

Esta verificación debe efectuarse con los instrumentos apropiados (Sincronoscopio), luego de lo cual y bajo solicitud expresa del CRD, puede precederse a efectuar la maniobra. 1 14.6 TRANSFERIR UN CIRCUITO O MANIOBRA DE BY-PASS Es cambiar el camino de atención de un drcuito, de un interruptor y campo hada otro normalmente llamados interruptor y campO de transferencia. Se realiza cuando deba retirarse del servido el interruptor del campo de salida, sin suspender en ningún momento el servicio en dicha salida o drcuito. Debe efeduarse bajo solicitud expresa del CRD y con la supervisión de personal calificado. 4.6 REGULACIÓN DE TENSIÓN Desde el CRD se regulará la tensión dei sistema regional mediante un control eficiente de los recursos de potenda reactiva presentes en él. Pam la subir la tensión se debe seguir ei siguiente procedimiento:

1. Dejar conectar automáticamente los bancos compensadores 2 . Realizar los movimientos de tap’s correspondiente.

3. Subir la potenda reactiva de las unidades de generadón.

Pam líkbajar la tensión se debe seguir el siguiente procedimiento:

1. Bajar la potenda reactiva de las unidades de generadón a cero. 2 . Reaiizar los movimientos de tap’s correspondiente. 3 Dejar desconectar automáticamente ios bancos compensadores

4. Consumir potenda reactiva en las unidades de generación.

El operador de la plants es responsable del control local de la tensión y debe infonmar al CRD cuando la tensión esté pot fuera dei rango normal de fundonamiento.

4.7 PARA PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO PROGRAMADOS EN EQUIPOS 0

INSTALACIONES EN GENERAL Los tmbajos son ciasificados en programados; de urgenda y dé emergenda.

la tensión esté pot fuera dei rango normal de fundonamiento.

4.7 PARA PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO PROGRAMADOS EN EQUIPOS 0

INSTALACIONES EN GENERAL Los tmbajos son ciasificados en programados; de urgenda y dé emergenda. Los pedidos de disponibiiidad de un equipo son dasificados enastado de indiiponibiildad programada, disponibilidad preventiva. 4.7.1 Trabajos Programados Las empresas deberán definir las actividades, personas que intervienen y procedimientos de obligado cumplimiento tanto para el personal pmpio como par8 ei personal de otras empresas eléctricas o clientes cuyos trabajos afecten su sistema. 4.7.1 .1. Fundones de las entidades y personas que intervienen Se definirán también las funciones específicas de quienes intervienen, asi: Los Centres de control en su fundón de estudio y aprobación de las desconexiones, las cuales deben solicitarse con la sufidente antldpación, a criterio de cada empresa. ios solicitantes, quienes diligenciarán un formato único el cual debe ser aprobado por ¡os jefes de ,as instalaciones a intervenir. En este formato se indicarán daramente las zonas a Intervenir, las zonas de seguridad y el estado de los aparatos de corte 0 de seccionamiento, las zonas puestas a tierra, etc. 12LOS solicitantes de la maniobra, quienes deben asegurar la creación de las zonas protegidas y entregar a su vez la Instalación a los ejecutantes dei tmbajo con las máximas condidones de segundad. En este momento se hace entrega en consignación de los equipos a Intervenir al ejecutante. El Jefe de Trabajo o ejecutante, quién recibe la consignación con constancia escrita del estado en que recibe y a su vez como fa devuelve una vez finalice su intervención. 4.7.1.2 Procedimientos

El Jefe de Trabajo o ejecutante, quién recibe la consignación con constancia escrita del estado en que recibe y a su vez como fa devuelve una vez finalice su intervención. 4.7.1.2 Procedimientos 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