CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DEL AMBIENTE

CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DEL AMBIENTE CENERGIA

EGASA

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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO

DEL SISTEMA DE GENERACIÓN DE LA CENTRALES TÉRMICAS

CHILINA Y MOLLENDO

2019 - 2020

INFORME FINAL

CENERGIA

CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DEL AMBIENTE

EGASA

Arequipa, Diciembre 2018

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PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN

DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020

EGASA

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CONTENIDO 1 INTRODUCCIÓN .....................................................................................................6 2 OBJETIVOS .............................................................................................................6

2.1 Objetivo General ..................................................................................................... 6

2.2 Objetivos Específicos .............................................................................................. 7

3 ALCANCES ..............................................................................................................8 4 BASE LEGAL ...........................................................................................................8 5 DEFINICIONES ........................................................................................................9 6 DIAGNÓSTICO GENERAL DEL SISTEMA ............................................................ 13

6.1 Descripción Geográfica del Sistema de Generación Termoeléctrica ..................... 13

6.2 Descripción de las Instalaciones del Sistema de Generación Termoeléctrica ........ 14

6.2.1 Central Térmica Chilina ................................................................................ 14

6.2.2 Central Térmica Mollendo ............................................................................. 17

6.3 Diagrama Unifilar de la Empresa EGASA .............................................................. 19

6.4 Programa de Mantenimiento ................................................................................. 20

6.4.1 Descripción de los Tipos de Mantenimiento Realizados en las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo ......................................................................... 20

6.4.2 Empresas que Brindan Servicios de Mantenimiento y Descripción de los Servicios ....................................................................................................... 21

6.5 Análisis de Fallas en el Sistema ............................................................................ 22

6.5.1 Principales Fallas Ocurridas en la Central Térmica Chilina, Periodo: 2016 - 2018 .................................................................................................. 22

6.5.2 Principales Fallas Ocurridas en la Central Térmica Mollendo, Periodo: 2016 - 2018 .................................................................................................. 24

6.6 Infraestructura y Recursos para Atender Contingencias ........................................ 26

6.6.1 Equipos y Repuestos de Reserva ................................................................. 26

6.6.2 Capacidad Operativa de los Grupos Humanos ............................................. 27

6.6.3 Sistema Logístico ......................................................................................... 29

7 EVALUACIÓN DE RIESGOS OPERACIONALES Y NO OPERACIONALES ......... 35

7.1 Metodología .......................................................................................................... 35

7.1.1 Metodología General para la Identificación y Evaluación de Riesgos ........... 35

7.1.2 Identificación de Peligros y Riesgos.............................................................. 36

7.1.3 Evaluación de Riesgos ................................................................................. 37

7.1.4 Estimación del Riesgo .................................................................................. 39

7.2 Identificación de Riesgos Operacionales ............................................................... 40

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7.3 Identificación de Riesgos No Operacionales ......................................................... 44

8 IDENTIFICACIÓN DE ELEMENTOS CRÍTICOS Y SITUACIONES CRÍTICAS ...... 45

8.1 Identificación de Elementos Críticos ...................................................................... 45

8.2 Identificación de situaciones críticas ...................................................................... 45

8.3 Identificación de Situaciones Críticas No Operacionales ....................................... 47

9 PLANES DE ACCIÓN PARA LA RECUPERACIÓN DEL SERVICIO ..................... 48

9.1 Planes de Acción en Caso de Contingencias ........................................................ 48

10 ADMINISTRACIÓN DEL PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO ....................... 50

10.1 Organización Encargada de la Administración y Ejecución del Plan de Contingencia Operativo ......................................................................................... 50

10.2 Descripción de las Funciones del Personal que Administra y Ejecuta el Plan de Contingencia Operativa .................................................................................... 51

10.3 Declaración de la Situación de Contingencia y Puesta en Ejecución de los Planes de Acción ................................................................................................... 57

10.4 Notificación a OSINERGMIN ................................................................................. 58

11 CONCLUSIONES ................................................................................................... 60

ANEXOS (Se adjuntan en medio digital)

ANEXO N° 1 : Plano general – ubicación y vías de acceso (Chilina y Mollendo).

ANEXO N° 2 : Diagrama unifilar general de EGASA.

ANEXO N° 3 : Programa de mantenimiento ejecutado

ANEXO N° 4 : Historial de fallas presentadas en las centrales Chilina y

Mollendo.

ANEXO N° 5 : Lista de repuestos disponibles en planta (Chilina - Mollendo).

ANEXO N° 6 : Procedimiento para reponer repuestos.

ANEXO N° 7 : Contratos de pólizas de seguros y SCTR del personal de

EGASA.

ANEXO N° 8 : Procedimiento para adquisición de equipos, repuestos y

materiales.

ANEXO N° 9 : Lista de canales de comunicación.

ANEXO N° 10 : Planes de acción para elementos críticos y situaciones críticas.

ANEXO N° 11 : Anexo fotográfico.

ANEXO N° 12 : Formatos OSINERGMIN.

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LISTADO DE CUADROS:

Cuadro N° 6.1: Características Técnicas de MCI y Generadores Eléctricos .............. 15

Cuadro N° 6.2: Características Técnicas de la Turbina a Gas y Generador

C.T. Chilina ................................................................................. 16

Cuadro N° 6.3: Unidades de la C.T. de Chilina que cuentan con el sistema Black

Start ........................................................................................... 17

Cuadro N° 6.4: Mínimos Técnicos de las Unidades de las Centrales Termoeléctricas 17

Cuadro N° 6.5: Características de los MCI y sus Generadores – Mollendo ............... 18

Cuadro N° 6.6: Unidades de Generación que Cuentan con el sistema Black Start .... 19

Cuadro N° 6.7: Mínimos Técnicos de las Unidades de las Centrales Termoeléctricas

Chilina y Mollendo ....................................................................... 19

Cuadro N° 6.8: Lista de Empresas que tiene Contratos de Mantenimiento para los

Equipos de las C.T. Chilina y Mollendo .......................................... 21

Cuadro N° 6.9: Fallas más Importantes Registradas Durante el Periodo 2016 - 2018,

C.T Chilina .................................................................................. 23

Cuadro N° 6.10: Fallas más Importantes Registradas Durante el Periodo 2016-2018,

C.T Mollendo............................................................................... 25

Cuadro N° 6.11: Personal Técnico Ubicado en la Central Térmica Chilina ............... 28

Cuadro N° 6.12: Personal Técnico Ubicado en la Central Térmica Mollendo ............ 28

Cuadro N° 6.13: Números Telefónicos de Contacto ............................................... 29

Cuadro N° 6.14: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Activos Fijos ......... 31

Cuadro N° 6.15: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Bienes Menores .... 32

Cuadro N° 6.16: Flujo de Proceso para Movilización de Bienes Patrimoniales .......... 33

Cuadro N° 6.17: Relación de Unidades Móviles de EGASA .................................... 34

Cuadro N° 7.1: Evaluación de Riesgos ................................................................. 37

Cuadro N° 7.2: Criterios para Determinar la Probabilidad de la Contingencia ........... 38

Cuadro N° 7.3: Criterios para Determinar la Magnitud de la Contingencia ................ 38

Cuadro N° 7.4: Niveles de Riesgo en Función a su Probabilidad y Consecuencia ..... 39

Cuadro N° 7.5: Criterios de Efectividad de los Controles ........................................ 40

Cuadro N° 7.6: Identificación de Riesgos Operacionales de las Centrales Térmicas

Chilina y Mollendo – MCI Diesel .................................................... 41

Cuadro N° 7.7: Identificación de Riesgos Operacionales de la Central Térmica Chilina

– Turbogas ................................................................................. 42

Cuadro N° 7.8: Identificación de Riesgos No Operacionales de las Centrales Térmicas


Cuadro N° 8.1: Identificación de Elementos Críticos de las Centrales Térmicas Chilina

y Mollendo – MCI Diesel .............................................................. 45

Cuadro N° 8.2: Identificación de Situaciones Críticas Operacionales de las Centrales

Térmicas Chilina y Mollendo ......................................................... 46

Cuadro N° 8.3: Identificación de Situaciones Críticas No Operacionales .................. 47

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Cuadro N° 9.1: Planes de Acción para Elementos Críticos de las Centrales Térmicas


Cuadro N° 9.2: Planes de Acción para Contingencia No Operacionales de las

Centrales Térmicas Chilina y Mollendo .......................................... 49

Cuadro N° 10.1: Integrantes de la Organización que Administra y Ejecuta el ............ 56

LISTADO DE GRÁFICOS:

Gráfico N° 6.1: Vista Aérea de la C.T. Chilina ............................................................. 13

Gráfico N° 6.2: Vista Aérea de la C.T. Mollendo ......................................................... 14

Gráfico N° 7.1: Diagrama de Flujo de La Gestión de Riesgo....................................... 36

Gráfico N° 7.2: Diagrama de Espina para la Identificación y Análisis de Factores de

Riesgo Operativo ............................................................................... 36

Gráfico N° 10.1: Organización al Interior de la Empresa EGASA Encargada de

Administrar y Ejecutar el Plan de Contingencia Operativo ................. 50

Gráfico N° 10.2: Procedimiento de Declaración de Contingencias .............................. 58

Gráfico N° 10.3: Diagrama del Proceso de Notificación a OSINERGMIN ................... 59

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1 INTRODUCCIÓN

Los sistemas de generación están constantemente expuestos a fallas que pueden ser

causadas por fenómenos naturales, el clima, el envejecimiento normal de las

instalaciones, la acción de terceros, errores humanos, descuidos en el mantenimiento

preventivo u otras prácticas inadecuadas, las cuales puede generar pérdidas

económicas considerables e incluso humanas.

Si revisamos el historial de fallas en una central termoeléctrica, podremos ver que

muchas de ellas pueden ser superadas haciendo uso de procedimientos ya definidos o

elementos de respaldo; sin embargo, existirán también situaciones que requieren de

un esquema de acción que supera los alcances de un “mantenimiento normal” o

equipo de respaldo, ésta es la situación que deberá ser abordada a través de un Plan

de Contingencia Operativo.

La elaboración del Plan de Contingencia, deberá estar basada en un conocimiento

exhaustivo de las condiciones de operación y mantenimiento de las instalaciones, en

una evaluación clara de los riesgos a los que están sometidas las instalaciones y en

un examen de las capacidades de la infraestructura de la empresa para afrontar

contingencias.

En el presente documento EGASA pone a consideración de OSINERGMIN el “Plan de

Contingencia Operativo del Sistema de Generación de la Centrales Térmicas Chilina y

Mollendo”; se ha mantenido el criterio de enmarcar este plan dentro del Sistema de

Gestión Integrado de EGASA, las políticas de operación y mantenimiento y los

compromisos que mantiene esta empresa en los ámbitos de seguridad y medio

ambiente.

2 OBJETIVOS

2.1 Objetivo General

El objetivo general del Plan de Contingencia Operativo (PCO) del Sistema de

Generación de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo, es el de establecer las

acciones, estrategias y procedimientos necesarios para garantizar la continuidad del

suministro eléctrico frente a situaciones de contingencia, falla o deterioro de la unidad

de generación y/o central termoeléctrica, con el propósito de mejorar la confiabilidad,

garantizando así el oportuno suministro de electricidad para los usuarios del SEIN.

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2.2 Objetivos Específicos

El PCO del Sistema de Generación de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo tiene

los siguientes objetivos específicos:

Garantizar la continuidad de las operaciones de todos los elementos que forman

parte del sistema, especialmente de aquellos que luego de evaluados resulten

críticos.

Definir acciones y desarrollar los procedimientos a ejecutar en caso de fallas de

cualquiera de los elementos que forman parte del sistema, considerando seguridad

y efectividad en las intervenciones. Las acciones a realizar deben planearse

previamente a los hechos para su efectividad. Las decisiones se deben tomar

rápidamente durante el periodo de recuperación del servicio.

Conducir a un sistema efectivo y eficiente de restablecimiento y preservación del

servicio, para la protección de la vida, la propiedad y el medio ambiente; así como

disminuir el riesgo del sistema.

Definir los criterios y desarrollar los procedimientos para que los responsables de

esta actividad utilicen los recursos humanos y materiales de forma ordenada,

reduciendo al mínimo los efectos adversos.

Estar orientado a cumplir las funciones básicas siguientes:

Garantizar la continuidad del sistema eléctrico priorizando la salud y la

seguridad de la población y del personal técnico en la zona geográfica

afectada.

Planificar un sistema eficiente de fuentes alternativas para suministrar energía

temporal hasta que se supere la contingencia en la Zona afectada.

Organizar la empresa para administrar situaciones de contingencias;

Diseñar un plan de comunicaciones para brindar rápidamente información:

medios de comunicación, OSINERGMIN, MINEM, Defensa Civil, Policía,

Bomberos, Hospitales, otras autoridades y a su propio personal.

Posibilitar el suministro eléctrico a un nivel aceptable de calidad en el menor

tiempo posible.

Minimizar los tiempos de reposición del servicio normal.

Evitar la repetición de contingencias similares.

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3 ALCANCES

El PCO de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo, contempla eventos que pueden

ocasionar la interrupción del servicio eléctrico. Dichos eventos pueden tener las

siguientes causas: fallas internas, fallas humanas, fenómenos naturales o actos de

terceras personas.

El PCO, involucra al equipamiento e instalaciones de generación contenidas dentro de

las centrales y que se relacionan y afectan directamente la actividad de generación de

energía, es decir, los sistemas de suministro y almacenamiento de combustible, los

sistemas de bombeo de combustible, los motores de combustión interna, turbinas a

gas, sistemas de comando hidráulico o eléctrico/electrónico, equipos para regulación,

sistemas de medición y todo aquel sistema, estructura o equipo dentro de las

instalaciones cuya falla pueda afectar la correcta operación de la central.

4 BASE LEGAL

La elaboración del Plan de Contingencia Operativo de la Centrales Térmicas Chilina y

Mollendo, se ha elaborado en base a los lineamientos descritos en la Resolución de

Consejo Directivo Nº 264-2012-OS/CD, de OSINERGMIN, que aprueba el

“Procedimiento para la Supervisión de los Planes de Contingencias Operativos en el

Sector Eléctrico”.

Así también, el presente documento está enmarcado dentro de la siguiente base legal:

Decreto Ley Nº 25844: Ley de Concesiones Eléctricas y modificatorias (LCE).

Decreto Supremo Nº 009-93-EM: Reglamento de la Ley de Concesiones

Eléctricas y sus modificatorias (RLCE).

Ley Nº 26734: Ley del Organismo Supervisor dela Inversión en Energía y sus

modificatorias.

Ley Nº 27332: Ley Marco de Organismos Reguladores de la Inversión Privada en

Servicios Públicos.

Ley Nº 27699: Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional del Organismo

Supervisor de la Inversión en Energía y Minería– Artículo 3º.

Ley Nº 28832: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación

Eléctrica.

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D.S Nº 054-2001-PCM: Reglamento General del Organismo Supervisor de la

Inversión en Energía y Minería - Artículo 33º.

Resolución de Consejo Directivo Nº 205–2009-OS/CD: Reglamento de

Supervisión de las Actividades Energéticas y Mineras de OSINERGMIN o la que la

sustituya.

Resolución de Consejo Directivo Nº 028-2003-OS/CD – Escala de Multas y

Sanciones de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica.

Resolución de Consejo Directivo Nº 091-2006-OS/CD: Procedimiento para la

supervisión y fiscalización del performance de los sistemas de transmisión.


supervisión y fiscalización del desempeño de las unidades de generación

despachadas por el COES.


supervisión de la operatividad de la generación de sistemas eléctricos aislados.

Ley Nº 27444: Ley del Procedimiento Administrativo General.

Otras Normas Técnicas y Administrativas aplicables.

5 DEFINICIONES

Las siguientes definiciones se han obtenido de procedimientos internos de EGASA, así

como de glosarios de terminología procedentes de OSINERGMIN y el COES.

RESPECTO A PLANES DE CONTINGENCIA

Contingencia: Se refiere a la pérdida intempestiva de uno o más elementos del

sistema de transmisión o unidades de generación; así como a la pérdida de bloques

de demanda, ocasionada por una falla u otro evento.

Contingencia Operativa: Es la contingencia causada por una falla en los equipos,

falla humana, fenómeno natural o por actos provocados por terceros, que afecta

cualquiera de las partes del sistema de generación; también se entiende cono una falla

inesperada o salida no programada de un componente del sistema, que afecta la

continuidad del servicio.

Continuidad del Servicio: Mantener el servicio en condiciones normales de

operación.

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Evaluación de Riesgos: Tiene como objetivo principal identificar los elementos y

situaciones críticas que puedan producir contingencias, afectando las condiciones, de

seguridad del servicio; para ello, se deberán tener en cuenta las causas de las

interrupciones, que pueden ser climáticos (desastres naturales), humanos, operativos,

etc.

Elemento Crítico: Elemento del sistema eléctrico, cuya falla puede producir una

contingencia.

Identificación de Riesgos: Proceso mediante el cual se reconoce que existe un

peligro y se define la probabilidad de que cause una contingencia.

Mantenimiento correctivo: Corresponde a aquel mantenimiento que necesita ser

iniciado dentro de los siguientes doce (12) días de detectada la anomalía y

comunicada al COES y podrá ser incluido en los programas de mantenimiento de

horizonte de corto plazo.

Mantenimiento correctivo de emergencia: Mantenimiento de instalaciones del

sistema que debe efectuarse de inmediato, ante la falla de un equipo o la inminencia

de una falla en un equipo o componente del mismo, a fin de evitar consecuencias

graves.

Mantenimiento correctivo programado: Es el mantenimiento en las instalaciones del

sistema de necesidad urgente, pero que su oportunidad de intervención debe ser

coordinado y programado por la División de Planeamiento y Programación del COES

(DPP). El resultado de esta coordinación es considerado en la programación o

reprogramación diaria.

Mantenimiento diario programado: Mantenimiento de un equipo determinado

aprobado por la DPP y considerado en los programas de operación del sistema.

Mantenimiento mayor: Actividad cuya ejecución requiere el retiro total de la unidad

generadora o equipo principal de transmisión durante un período superior a horas.

Mantenimiento no programado: Actividad que está indicada en el programa de

mantenimiento.

Mantenimiento preventivo: Consiste en realizar actividades que son ejecutadas con

periodicidad, sobre la base de un plan de trabajo elaborado por los integrantes para

cada uno de los equipos y que normalmente involucran las tareas recomendadas por

los fabricantes, con el objeto de reducir la probabilidad de daños en el equipamiento

y/o pérdidas de producción.

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Mantenimiento programado: Actividad que está indicada en el programa de

mantenimiento. Se refiere al mantenimiento de un determinado equipo aprobado por el

COES- SINAC y considerado en los programas de operación del sistema.

Mantenimiento que requiere que el equipo sea retirado del servicio por un tiempo

prefijado, el cual es realizado para fines de construcción, mantenimiento preventivo

(propuesto por los Integrantes del Sistema o sus representantes y aprobado en el

COES-SINAC para su programación), reparación, entre otros.

También se refiere a los mantenimientos que no involucra salida de servicio de

equipos, pero que implican riesgos para el Sistema, como por ejemplo lavados en

caliente, inspección en caliente de sistemas de protección, equipos de

comunicaciones, servicios auxiliares, entre otros.

Plan de Acción: Relación de actividades que la Empresa prevé ejecutar para superar,

en forma provisional o definitiva, una contingencia.

Plan de Contingencia Operativo: Documentos que contienen principalmente la

descripción de las áreas geográficas del sistema eléctrico en los que podrían ocurrir

contingencias; la Evaluación de Riesgos de las instalaciones en operación; los

Elementos Críticos y Situaciones Críticas; los Planes de Acción; el inventario de

Equipos y Repuestos de Reserva. Los Planes de Contingencias Operativos son

elaborados de acuerdo a los Lineamientos establecidos por el OSINERGMIN.

Peligro: Situación, condición o actividad, con capacitad de producir una contingencia.

Prevención: Conjunto de actividades o medidas adoptadas o previstas en todas las

fases de actividad de la empresa con el fin de evitar o disminuir los riesgos derivados

de la operación.

Probabilidad: Valoración de la frecuencia con que puede materializarse un riesgo

operativo.

Riesgo: Combinación de la frecuencia o probabilidad y de las consecuencias que

pueden derivarse de la materialización de un peligro.

Riesgo Trivial: Nivel del riesgo que no requiere acción específica.

Riesgo Tolerable: Nivel de riesgo del que se deriva la necesidad de mejorar la acción

preventiva. Requiere comprobaciones periódicas para asegurar que se mantiene la

eficacia de las medidas de control.

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Riesgo Moderado: Nivel de riesgo que indica la necesidad de hacer esfuerzos para

reducir el riesgo. Las medidas de control para reducir el riesgo deben implantarse en

un período determinado.

Riesgo Importante: Nivel de riesgo que exige no comenzar la operación hasta que se

haya reducido el riesgo detectado. Cuando del riesgo corresponda a un trabajo que se

está realizando, debe remediarse el problema en un tiempo inferior al de los riesgos

moderados.

Riesgos Intolerables: Nivel de riesgo que exige no comenzar ni continuar la

operación hasta que se haya reducido el riesgo detectado. Si no es posible reducir el

riesgo, incluso con recursos ilimitados, debe prohibirse la operación.

Situación Crítica: Es una situación natural o accidental cuya ocurrencia puede

producir una contingencia.

RESPECTO AL SISTEMA DE GESTIÓN INTEGRADO

Sistema de Gestión Integrado: Un sistema de gestión es un grupo de elementos

interrelacionados usados para establecer la política y los objetivos y para cumplir estos

objetivos.

Este incluye la estructura de la organización, la planificación de actividades, las

responsabilidades, las prácticas, los procedimientos, los procesos y los recursos.

El Sistema de Gestión Integrado DE EGASA está conformado por el Sistema de

Gestión de la Calidad (ISO 9001:2000), el Sistema de Gestión Ambiental (ISO

14001:2004) y el Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional (OHSAS

18001:1999).

RESPECTO A LA LOGÍSTICA

Recursos: Son todos los elementos necesarios e imprescindibles para realizar el

Proceso de Generación de Electricidad, incluyéndose en estos la materia prima,

infraestructura, equipos y maquinaria a utilizar y el personal que operará y controlará

las diferentes unidades.

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6 DIAGNÓSTICO GENERAL DEL SISTEMA

6.1 Descripción Geográfica del Sistema de Generación Termoeléctrica

a. Central Térmica Chilina

La Central Térmica Chilina se encuentra ubicada en el Departamento de Arequipa,

Provincia de Arequipa, Distrito del Cercado, Localidad de Chilina a una altitud de

2,352.7 m.s.n.m., UTM zona 19, coordenadas 228287 E, 8191596 N, el plano de

ubicación se presenta en el Anexo N° 1: “Plano General – Ubicación y Vías de acceso

- Chilina”.

Gráfico N° 6.1: Vista Aérea de la C.T. Chilina

b. Central Térmica Mollendo

La Central Térmica Mollendo se localiza en el Departamento de Arequipa, Provincia de

Islay, distrito de Mollendo, localidad de Pampas de Pucara, a una altitud de50

m.s.n.m., UTM zona 19, coordenadas 224936 E, 8090102 N, el plano de ubicación se

presenta en el Anexo N° 1: “Plano General – Ubicación y Vías de acceso - Mollendo”.

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Gráfico N° 6.2: Vista Aérea de la C.T. Mollendo

6.2 Descripción de las Instalaciones del Sistema de Generación Termoeléctrica

6.2.1 Central Térmica Chilina

La central térmica Chilina inicio sus operaciones en el año 1951, actualmente existen 3

unidades para la generación eléctrica: dos grupos diésel y una turbina a gas. La

potencia efectiva de la central es de 21.89 MW.

En las siguientes secciones se presentara las principales características de sus

instalaciones.

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a) Características de los principales equipos de la Central Térmica

Chilina

La central térmica Chilina está compuesta por dos motores de reciprocantes y una

turbina a gas, que operan con Diésel B5 como combustible. Las características de los

equipos de generación se presentan en los Cuadros N° 6.1 y N° 6.2.

Cuadro N° 6.1: Características Técnicas de MCI y Generadores Eléctricos

C.T. Chilina

Grupo Código G2060 G2061

Motor

Nombre SLZ1 SLZ2

Marca CCM - SULZER CCM - SULZER

Modelo 12ZV - 40 - 48 12ZV - 40 - 48

Fabricante CCM - SULZER CCM - SULZER

Año 1984 1984

Velocidad 514 RPM 514 RPM

Potencia efectiva 5.31* MW 4.82* MW

Nro. de Cilindros 12 12

Combustible Utilizado Diésel B5 Diésel B5

Generador

Marca C.E.M. C.E.M.

Modelo MWPD 270-43/14 MWPD 270-43/14

Fabricante C.E.M. C.E.M.

Año 1985 1985

Velocidad 514 RPM 514 RPM

Potencia 5.23 MW 5.23 MW

Frecuencia 60 Hz 60 Hz

FP de diseño 0.8 0.8

Tensión 10.4kV 10.4kV

Amperaje 363 A 363 A

(*) EPEyR de enero del 2017

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Cuadro N° 6.2: Características Técnicas de la Turbina a

Gas y Generador C.T. Chilina

Grupo Código G2057

Turbina a

Gas

Nombre CCOMB

Marca AEG KANIS

Modelo Ms - 5001 P

Fabricante AEG KANIS

Año 1975

Velocidad 5100 RPM

Potencia efectiva 11.76* MW

Combustible Diésel B5

Generador

Marca AEG TELEFUNKEN

Modelo SU 1090 L4 / 2ED

Fabricante AEG TELEFUNKEN

Año 1981

Velocidad 3600 RPM

Potencia 25.6 MW

Frecuencia 60 Hz

FP de diseño 0.8

Tensión 13.8kV

Amperaje 1339 A

(*) En base al EPEyR del CC AEG de enero del 2017

b) Sistema de Arranque Autónomo o Black Start

En el caso de presentarse alguna contingencia que interrumpa la continuidad del

servicio, resulta conveniente tener un sistema de arranque autónomo que permita el

reinicio de las operaciones de la unidad de generación en forma aislada, el proceso de

restauración de un sistema de potencia se denomina Arranque Autónomo o Black

Start. El Cuadro 6.3 muestra que unidades cuentan con el sistema Black Start.

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Cuadro N° 6.3: Unidades de la C.T. de Chilina que cuentan

con el sistema Black Start

Central Grupo Posee sistema

Black Start

Chilina

Sulzer 1 No

Sulzer 2 No

Turbogas No

c) Mínimos Técnicos

Las unidades de generación de la C.T. Chilina presentan los parámetros de operación

considerados como mínimos técnicos, mostrados en el Cuadro N° 6.4.

Cuadro N° 6.4: Mínimos Técnicos de las Unidades de las

Centrales Termoeléctricas

Central Grupo

Carga

mínima

(MW)

Tiempo en

carga

Mínima

(horas)

Tiempo mínimo

entre arranques

sucesivos

(horas)

Tiempo en

alcanzar plena

carga desde

sincronización

(min)

Chilina

Sulzer 1 4.5 24 0 60

Sulzer 2 4.5 24 0 60

Turbogas 11.76 4 4 15

6.2.2 Central Térmica Mollendo

Central Térmica Mollendo inicio sus operaciones en el año 1999, cuenta con tres

grupos de generación del tipo motor reciprocante, con una potencia efectiva de total

como central de 24.47 MW.

Las principales características de los equipos de generación se presentan en la

sección b.1.

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a) Características de los Principales Equipos de la Central Térmica

Mollendo

La central térmica Mollendo está compuesta por 3 motores de combustión interna. Las

principales características de los equipos de generación se presentan en el Cuadro N°

6.5.

Cuadro N° 6.5: Características de los MCI y sus

Generadores – Mollendo

Grupo Código G2062 G2063 G2064

Motor

Nombre GD1 GD2 GD3

Marca MIRLEES

BLACKSTONE

MIRLEES

BLACKSTONE

MIRLEES

BLACKSTONE

Modelo 16MB 430 16MB 430 16MB 430

Fabricante MIRLEES

BLACKSTONE

MIRLEES

BLACKSTONE

MIRLEES

BLACKSTONE

Año 1996 1996 1997

Velocidad 514 RPM 514 RPM 514 RPM

Potencia

efectiva* 8.18 MW 8.13 MW 8.16 MW

Nro. de

Cilindros 16 16 16

Combustible Diésel B5 Diésel B5 Diésel B5

Generador

Marca BRUSH BRUSH BRUSH

Modelo BSM140,168/14 BSM140,168/14 BSM140,168/14

Fabricante BRUSH BRUSH BRUSH

Año 1997 1997 1997

Velocidad 514 RPM 514 RPM 514 RPM

Potencia 10.57MVAR 10.57MVAR 10.57MVAR

Frecuencia 60 Hz 60 Hz 60 Hz

Coseno 0.8 0.8 0.8

Tensión 13.8kV 13.8kV 13.8kV

Amperaje 553A 553 A 553 A

(*)EPEyR de noviembre del 2017.

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EGASA

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b) Sistema de Arranque autónomo o Black Start

Para el caso de la Central Térmica Mollendo en el Cuadro 6.6, se presenta la

disponibilidad del sistema Black Star.

Cuadro N° 6.6: Unidades de Generación que Cuentan con

el sistema Black Start

Central Grupo Posee sistema

Black Start

Mollendo

MB1 No

MB2 No

MB3 No

c) Mínimos Técnicos

Las unidades de generación de la C.T. Mollendo presentan los parámetros de

operación considerados como mínimos técnicos en el Cuadro N° 6.7.

Cuadro N° 6.7: Mínimos Técnicos de las Unidades de las

Centrales Termoeléctricas Chilina y Mollendo

Central Grupo

Carga

mínima

(MW)

Tiempo en

carga Mínima

(horas)

Tiempo mínimo

entre arranques

sucesivos

(horas)

Tiempo en

alcanzar plena

carga desde

sincronización

(min)

Mollendo

MB1 8.91 24 4 64

MB2 8.97 24 4 64

MB3 8.87 24 4 64

6.3 Diagrama Unifilar de la Empresa EGASA

El Diagrama Unifilar de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo se presenta en el

Anexo N° 2: “Diagrama Unifilar General de EGASA”.

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EGASA

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6.4 Programa de Mantenimiento

6.4.1 Descripción de los Tipos de Mantenimiento Realizados en las

Centrales Térmicas Chilina y Mollendo

El programa de mantenimiento de las Centrales Térmicas de EGASA, ha sido

diseñado teniendo como objetivo principal el de mantener la funcionalidad del sistema

como un conjunto. Se ha brindado especial importancia a aquellos sistemas, que por

experiencia ocurridas en otras empresas, han provocado contingencias importantes,

conservarlos en condiciones que les permita cumplir con las funciones requeridas

dentro de un marco económico óptimo y de acuerdo a las normas técnicas y

procedimientos de seguridad establecidos.

El plan de mantenimiento que EGASA ha implantado en sus instalaciones, comprende

los siguientes tipos de mantenimiento:

a) Mantenimiento Preventivo: Consiste en realizar actividades que son ejecutadas

con periodicidad, sobre la base de un plan de trabajo elaborado para cada uno de

los equipos e involucran las tareas recomendadas por los fabricantes, cuyas

actualizaciones de frecuencia y actividades incluyan la experiencia y datos

históricos de mantenimientos anteriores, con el objeto de reducir la probabilidad de

daños en el equipamiento y/o pérdidas de producción.

i. Mantenimiento Periódico: mantenimiento que se basa en realizar

intervenciones periódicas sobre los equipos, teniendo en cuenta que todas

las partes de un mecanismo se desgastan en forma desigual y es necesario

atenderlas para garantizar su buen funcionamiento, requiere de un

programa de actividades (revisiones y lubricación) con el fin de anticipar las

posibles fallas del equipo.

ii. Mantenimiento Predictivo: Es el mantenimiento programado y planificado

con base en el análisis, muestreo y registro de variables que determinan el

estado de la máquina y que se monitorean para predecir la falla; tales

variables pueden ser: nivel de vibraciones, temperatura, presión, velocidad,

etc.

iii. Mantenimiento Autónomo: Está compuesto por un conjunto de

actividades que se realizan periódicamente dentro de las cuales se tiene las

inspecciones, limpieza, lubricación, etc., y son desarrollados por el personal

de operación.

b) Mantenimiento Correctivo: Actividad que se realiza con la finalidad de superar la

presencia de una operación anormal o una avería en un equipo o en sus

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EGASA

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componentes y que origina las limitaciones en el funcionamiento y podría

ocasionar la indisponibilidad parcial o total del mismo.

i. Mantenimiento Correctivo Programable: Mantenimiento que está

indicado en los programas de mantenimiento anual, mensual, semanal y

sus respectivas actualizaciones, planificados anticipadamente.

Mantenimiento de Emergencia: Mantenimiento que no ha sido considerado en

los programas de mantenimiento y que es necesaria su ejecución inmediata con el

fin de restablecer la operatividad de los equipos.

En el Anexo N° 3, se muestra el programa de mantenimiento ejecutado entre el 2018

y el detalle de los planes de mantenimiento.

6.4.2 Empresas que Brindan Servicios de Mantenimiento y Descripción

de los Servicios

Sobre los mantenimientos más importantes realizados a las unidades de generación

(motores reciprocantes y turbinas a gas), EGASA convoca licitaciones para establecer

los contratos de mantenimiento y suministro de repuestos, estas actividades están

reguladas por el Procedimiento N° 008– Revisión 14: “Procedimiento para el control y

seguimiento de procesos de selección”; de esta manera se puede cubrir los

mantenimientos que son de orden crítico y puede aprovisionarse de repuestos que no

pueden encontrarse fácilmente en el mercado nacional.

Para los mantenimientos menores, mantenimientos de equipos auxiliares, líneas y

mantenimientos predictivos, EGASA dispone de contratos con las empresas que se

muestran en el Cuadro N° 6.8.

Cuadro N° 6.8: Lista de Empresas que tiene Contratos de

Mantenimiento para los Equipos de las C.T. Chilina y Mollendo

Empresa Servicio

WÄRTSILÄ PERÚ S.A.C. Suministro de repuestos para las unidades de Generación SULZER de la C.T. Chilina

L & M DISISMUL EIRL Actualización del sistema de visualización y

control de la Central Térmica Mollendo

MAN DIESEL & TURBO PERU SAC Mantenimiento del motores MIRRLEES de la

Central Térmica Mollendo

ABB SA Adquisición de repuestos y servicio de

rehabilitación a turbocompresores de las unidades SULZER de la CT Chilina

THERMOTEK INGENIEROS EIRL Análisis de aceite dieléctrico en

transformadores de potencia de las centrales de EGASA

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6.5 Análisis de Fallas en el Sistema

6.5.1 Principales Fallas Ocurridas en la Central Térmica Chilina, Periodo:

2016 - 2018

En el Cuadro 6.9 se muestran las principales fallas ocurridas en la Central Térmica

Chilina durante el periodo 2016-2018, del análisis de fallas se pueden obtener las

siguientes conclusiones:

- El tiempo de restablecimiento de las condiciones normales de operaciones menor

a 24 horas en la mayoría de los casos.

- Se observa que son los motores de combustión interna los equipos que mayor

cantidad de fallas presentan debido a que son los que operan constantemente en

la central durante el año, al contrario de lo que sucede con la unidad turbogas.

- Los problemas que produjeron las fallas, no muestran una periodicidad en el

tiempo.

- La contingencia más grave se dio el 16 de mayo 2017, en los inyectores de la

bomba de agua de refrigeración de la unidad Sulzer1, con una duración de 23.3

horas.

Durante la presentación de las fallas, se pudo observar el correcto accionar del

personal de la planta para ejecutar el plan de contingencias, lográndose superarlas en

tiempos razonables.

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Cuadro N° 6.9: Fallas más Importantes Registradas Durante el Periodo 2016 - 2018, C.T Chilina

Ítem Descripción de la Falla

Fecha y Hora Tiempo en

Reponer el

Servicio (horas)

Causa de la Falla Acciones (medidas

correctivas) Dificultades Presentadas Inicio Fin

1 Desconexión del motor SZL 1 28/01/2016

02:54:00 p.m. 28/01/2016

04:52:00 p.m. 1.97

Falsa señal del sensor por ensuciamiento de detector de gases

Se procedió a la verificación del sensor detector de gases en el cárter, se procedió con el desarmado y limpieza del sensor detector de gases

Restricción de potencia de 5

MW

2 Fuera de servicio grupo Sulzer 2 por falla de engrase de cilindros

24/06/2016 10:00:00 a.m.

25/06/2016 08:44:00 a.m.

22.7 Bomba de lubricación trabada Personal de mantenimiento procede a cambiar bomba de lubricación trabada.


MW

3 Fuera de servicio grupo Sulzer 1 por falla en el tablero de control de bombas

30/09/2016 07:45:00 a.m.

30/09/2016 12:04:00 p.m.

4.3 Llave termo magnética de tablero de control presenta un falso contacto

Personal de mantenimiento procede a revisar tablero de servicios auxiliares, encontrando que una llave termo magnética de control de bombas de aguas se encuentra suelta. Se procede a revisar borneras y ajustar cableado.


MW

4 Alarma de presencia de vapor en el cárter

25/11/2016 08:37:00 a.m.

26/11/2016 10:41:00 a.m.

2.0

Obstrucción en el lado sensor por contaminación de hollín y partículas de polvo, detector de niebla de aceite en el cárter.

Se procede a retirar el sensor detector de presencia de gases en el cárter, para su revisión y limpieza general.


MW

5 Fuera de servicio grupo Sulzer 1 por falla en la bomba de refrigeración de inyectores.

16/05/2017 10:30:00 a.m.

19/05/2017 09:50:00 a.m.

23.3 Bomba de agua de refrigeración de inyectores presenta falla.

Se procede a reparar bomba, cambiando sellos mecánicos

Restricción de potencia de

4.9 MW

6 Fuera de servicio grupo Sulzer 2 por alta temperatura de agua de cilindros

18/05/2017 12:52:00 p.m.

18/05/2017 04:27:00 p.m.

3.6 Falso contacto en conexión de sensores de temperatura de agua de cilindros

Se procede a revisar los conectores de los sensores de temperatura de agua de cilindros. Se procede a su limpieza y ajuste final.

Restricción de potencia de

4.6 MW

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6.5.2 Principales Fallas Ocurridas en la Central Térmica Mollendo,

Periodo: 2016 - 2018

En el Cuadro 6.10 se muestra las principales fallas ocurridas en la Central Térmica

Mollendo durante el periodo 2016–2018. Del análisis de fallas se pueden obtener las

siguientes conclusiones:

El tiempo de restablecimiento de las condiciones normales de operaciones menor


Los problemas que produjeron las fallas, no muestran una periodicidad en el

tiempo.

La contingencia más grave se dio el 22 de mayo 2016 con la desconexión manual

del motor MB2 por presentar temperaturas altas en los gases de escape, lo que

suscitó una parada de 40.9 horas.

Durante la presentación de las fallas, el personal de la planta actuó de forma correcta,

logrando superar las fallas y restablecer el servicio eléctrico en un tiempo razonable.

Para acceder al detalle completo del historial de fallas del periodo 2016 - 2018, ver el

Anexo N° 4.

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Cuadro N° 6.10: Fallas más Importantes Registradas Durante el Periodo 2016-2018, C.T Mollendo

Ítem Descripción de la Falla

Fecha y Hora Tiempo en Reponer el

Servicio (horas)

Causa de la Falla Acciones (medidas

correctivas) Dificultades Presentadas Inicio Fin

1 Desconexión manual del motor MB2 por presentar temperatura alta de gases de escape del motor

22/05/2016 04:29:00 p.m.

24/05/2016 09:21:00 a.m.

40.9

turbocompresor sucio y válvula reguladora de presión de combustible descalibrada

Lavado de turbocompresor, asimismo se continua con la revisión de la válvula reguladora de presión de combustible procediendo a regular la mencionada válvula a 5 bar


MW

2 Fuera de servicio motor MB3 por presión baja de agua de camisas de motor

22/05/2016 06:46:00 p.m.

23/05/2016 05:40:00 p.m.

22.9 Soltura mecánica del sensor detector de presión de agua de camisas

Se procedió a la verificación del sensor detector de presión de agua de camisas, desarmado y limpieza del sensor detector. Asimismo se compensa agua de refrigeración


MW

3 Fuera de servicio grupo Mirrless 2 por diferencia de velocidades en tableros de control

16/10/2016 02:06:00 a.m.

16/10/2016 01:32:00 p.m.

11.4

Lectura de velocidad indicada en LCP no coincidió con lectura de velocidad indicada en SCADA

se procede a revisar tablero LCP, verificando conexionado y cableado, verifica que señales en pantalla SCADA estén correctos


MW

4 Sale de servicio el grupo MB1 por falsa señal de baja presión de agua y aceite

04/06/2017 11:39:00 p.m.

05/06/2017 05:51:00 p.m.

18.2

Remota 2 pierde comunicación de forma intermitente y por un lapso muy corto con el PLC, ocasionando la salida del grupo.

Se procede a cambiar la tarjeta de comunicación de la remota, para monitorear su funcionamiento y descartar su posible falla.

Restricción de potencia de 4.6 MW

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6.6 Infraestructura y Recursos para Atender Contingencias

6.6.1 Equipos y Repuestos de Reserva

a. Inventario de Repuestos

Sobre el stock de repuestos con que se cuenta, se encuentran inventariados y

almacenados en planta. La facilidad y/o dificultad de acceso para su traslado son

controladas por personal de logística y personal de emergencia de EGASA.

El Anexo N° 5, contiene la lista de repuestos que actualmente están disponibles en el

almacén de planta.

b. Procedimiento para Reponer los Repuestos

Logística establecerá y ejecutará las medidas de seguimiento administrativo que se

deban efectuar al proceso de adquisición de repuestos, desde la emisión de los

Pedidos de Compra hasta la recepción de los repuestos.

Para esto, EGASA dispone del “Procedimiento N° 009 – Revisión N° 5:

Procedimientos de Operación y Control de Almacenes”, el cual establece el

conjunto de acciones que tienen por finalidad mantener la continuidad del

abastecimiento, reponiendo las existencias consumidas, a fin de tener disponibilidad

oportuna de los materiales.

El Procedimiento Nº 009, establece el Nivel Máximo de Stock, Stock Mínimo y Stock

de Seguridad. El procedimiento establece que sólo deberá haber stock de seguridad

para materiales tipo A (alto consumo) o para Ítems Críticos, que son materiales cuya

ausencia podría ocasionar la paralización de procesos operativos vitales a la

organización u ocasionar severos daños a los mismos.

El Procedimiento N° 009 – Revisión N° 5 de EGASA, se registra en el Anexo N° 6.

c. Ubicación Estratégica de los Repuestos

Una de las fortalezas de EGASA es la ubicación de sus plantas de generación (revisar

Anexo N° 1), a las cuales se accede fácilmente y se ubican cerca de ciudades desde

donde se puede aprovisionar de repuestos, materiales y tener acceso a recursos en

casos de ser necesarios. En el caso de las centrales térmicas Chilina y Mollendo, se

ha implementado un sistema logístico simple, de bajo costo y eficiente.

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d. Facilidades de Traslado de Repuestos y Herramientas

La planta cuenta con un stock de repuestos que continuamente se están revisando,

para garantizar su disponibilidad y compatibilidad en caso de contingencia. Los

repuestos se encuentran inventariados y almacenados en planta, la facilidad y/o

dificultad de acceso para su traslado son controladas por personal de logística y

personal de emergencia de EGASA.

En la actualidad, no se cuenta con algún acuerdo o convenio con empresas del sector,

para colaboración en casos de emergencias por contingencias en los sistemas de

generación, transmisión o subestaciones de EGASA.

6.6.2 Capacidad Operativa de los Grupos Humanos

a. Personal Técnico Disponible en las Centrales Térmicas

EGASA dispone de recursos humanos que tiene una capacidad operativa adecuada

para superar las contingencias operativas que se presenten.

Para atender la operación y mantenimiento de las centrales de generación térmica,

EGASA cuenta con el personal siguiente:

Gerente de Generación

Jefe División Térmica

Jefe Mantenimiento Térmico

Jefe de Turno del Centro de Control

Operadores de Centrales

Electricistas

Mecánicos

La automatización de las centrales, ha simplificado los niveles de responsabilidad del

personal y optimizado el número de personal de operaciones.

Así también, EGASA dispone de una estructura organizacional adecuada para atender

las contingencias que se presenten, esta estructura comprende cargos administrativos

y operativos, los cargos operativos se refieren al personal técnico encargado del

manejo y mantenimiento de las unidades, que a su vez se encargaran de ejecutar los

planes de acción en caso de contingencias.

La evaluación de la capacidad operativa y experiencia del personal, es un requisito

para trabajar en las instalaciones de EGASA, esta labor es encargada al departamento

de recursos humanos, según los requerimientos de personal de las diferentes áreas.

EGASA conduce un programa anual de capacitación mediante el cual entrena a su

personal de acuerdo a sus funciones y responsabilidades. Todo el personal es

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EGASA

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evaluado periódicamente para determinar su nivel de conocimientos, experiencia y

requerimientos de capacitación. El año 2018, el programa de capación dirigido al

personal de EGASA, relacionado con la aplicación de los Planes de Contingencia

Operativos, llegó a sumar las siguientes horas:

- Gerencia Generación: 368 horas

- División Térmica: 326 horas

- Dpto. Mantenimiento Térmico: 233 Horas

El programa de capacitación, incluye temas referentes al Sistema de Gestión

Integrado, valores institucionales, cursos técnicos y de administración.

El personal técnico disponible que poseen las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo

se presenta en los Cuadros N° 6.11, N° 6.12 y N° 6.13.

Cuadro N° 6.11: Personal Técnico Ubicado en la Central Térmica Chilina

Personal Nombres Cargo Experiencia

Emergencia

Muñoz Guardia Camilo Mecánico de mantenimiento 37

Suaña Mamani Valeriano Mecánico de mantenimiento 2

Martínez Flores José Electrónico 38

Rogelio Quimper Bravo Electricista 1

Operaciones Gama Chuquicondor Ricardo Operador Sulzer 35

Tacusi Cuno Félix Operador Sulzer 38

Cuadro N° 6.12: Personal Técnico Ubicado en la Central Térmica Mollendo

Personal Nombres Cargo Experiencia

Emergencia Miranda Díaz Edgar Mecánico de mantenimiento 20

Saavedra Sotomayor Guillermo Electricista 30

Operaciones Chiri Pérez Mario Operador Mirrless 29

Torres Belzu Juan Operador Mirrless 21

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Cuadro N° 6.13: Números Telefónicos de Contacto

Central Nombres Números de contacto

Chilina

Muñoz Guardia Camilo 944998919

Martínez Flores José 958319681

Rogelio Quimper Bravo 965727891

Mollendo

Miranda Díaz Edgar 958319686

Saavedra Sotomayor Guillermo 958319690

Chiri Pérez Mario 958319690

Torres Belzu Juan 958319690

b. Elementos de Protección del Personal Técnico

EGASA tiene una política de cuidado del bienestar físico del personal que labora

dentro de sus instalaciones realizando actividades de operación, mantenimiento y

atención de contingencias, para ello brinda todas las facilidades en lo que se refiere a

equipos de protección personal, pólizas y seguros de salud.

Al ingresar a trabajar en las instalaciones de la central, el personal es dotado de

implementos de seguridad y cada vez que requiera un cambio de estos por desgaste o

deterioro, puede solicitarlo a su jefatura inmediata. El departamento de seguridad y

salud en el trabajo es quien adquiere dichos componentes.

Todo el personal que labora en la central, posee como política de la empresa y

obligación por parte del ministerio de trabajo, seguros vigentes de pensión y salud. Así

también, EGASA exige a las empresas contratistas el aseguramiento de todo personal

que ingrese a las instalaciones de las centrales térmicas. Las pólizas vigentes de

seguros de pensión y salud se adjuntan en el Anexo N° 7.

6.6.3 Sistema Logístico

a. Diagrama de Flujo para Adquirir Equipos, Repuestos y Materiales

Todos los repuestos adquiridos por la empresa deben ser ingresados a los almacenes

sin excepción alguna, siendo los encargados de almacén los únicos facultados a

recibirlos, debiendo ser registrados debidamente y verificados de acuerdo a lo

solicitado y el Pedido de Compra correspondiente.

Logística presentará mensualmente al Titular de la Entidad el programa de las

adquisiciones.

Para los casos que tengan plazo máximo de presentación y que por razones

excepcionales o de emergencia, debidamente justificados, deban ser incluidos en el

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EGASA

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plan mensual, deberán ser presentados a la Gerencia General o a quién está gerencia

delegue, para su aceptación.

En caso de que los repuestos no estén dentro del stock de planta y se podrán adquirir

conforme “Norma EGASA N° 008 - Revisión N° 3: Normas y Procedimientos de

Control de Activos Fijos”, que se recoge en el Anexo N° 8. En esta norma, se

establece el procedimiento recepción y registro de activos fijos y el procedimiento

recepción y registro de bienes menores.

En los Cuadros N° 6.14 al N° 6.16 se muestran los diagramas que representa la

adquisición de bienes, para obtener mayor información consultar el Anexo N° 8.

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Cuadro N° 6.14: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Activos Fijos

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Cuadro N° 6.15: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Bienes Menores

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Cuadro N° 6.16: Flujo de Proceso para Movilización de Bienes Patrimoniales

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b. Facilidades de Transporte

Para el caso una contingencia EGASA dispone de unidades móviles, que se pondrán a

disposición en forma inmediata, para el traslado del personal técnico al lugar donde

ocurrió la contingencia, así mismo, se tiene una relación de empresas con las que se

puede contratar servicios de transporte con unidades preparadas para los terrenos

donde se encuentran las instalaciones de EGASA. La relación de unidades móviles de

EGASA, se muestran en el cuadro siguiente.

Cuadro N° 6.17: Relación de Unidades Móviles de EGASA

N° Vehículo Placa Marca Modelo Color Asignado a

1 Camioneta

PICK-UP AXT-734 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco Gerencia General

2 Camioneta

PICK-UP AXT-737 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco

Gerencia Generación /

Servicios Generales Chilina

3 Camioneta

PICK-UP AXT-756 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco División SAI

4 Camioneta

PICK-UP AXT-793 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco Gerencia Generación

5 Camioneta

PICK-UP AXS-949 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco

División Tecnologías de

Información y Comunicaciones

6 Camioneta

RURAL V3A-886 TOYOTA FORTUNER Negro Gerencia General

8 Camioneta

PICK-UP EGC-991 NISSAN NAVARA Negro Dpto. Sistemas de Medición

9 Camioneta

PICK-UP AXT-741 MITSUBISHI L200-DK-R 4X4 Blanco División de Obras

c. Acceso a las Instalaciones Comprometidas

c.1. Central Térmica Chilina

La Central Térmica Chilina tiene los accesos a sus instalaciones debidamente

señalizados. El principal medio de acceso a las instalaciones es a través de carreteras

asfaltadas, pero también se dispone de accesos carrozables a todos los puntos

geográficos en los que pudiera ocurrir una contingencia.

Él acceso principal a la Central Térmica Chilina se hace por el Pasaje Ripacha, que es

una vía de doble sentido debidamente asfaltada. Esta central térmica se encuentra

dentro de la sede principal de la empresa EGASA, en la ciudad de Arequipa, ver

Anexo N° 1.

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EGASA

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c.2. Central Térmica Mollendo

La Central Térmica Mollendo, se localiza en el km 2.5 de la carretera Mollendo Mejía,

Distrito Mollendo, Provincia Islay en el departamento Arequipa. Para el acceso a la

central, se cuenta con una vía asfaltada que sale de la carretera y llega a la central.

Dentro de la central, las vías de tránsito están debidamente asfaltadas, señalizadas y

libres de obstáculos, facilitando así la rápida movilización en caso de contingencias,

tanto interna como externamente.

En el Anexo Nº 1 se adjuntan planos que muestran las instalaciones de las centrales

Chilina y Mollendo, así como la ubicación de los principales equipos y las vías de

acceso.

d. Canales de Comunicación

Parte importante en el manejo de contingencias es el sistema de comunicación

implantado por la Empresa EGASA en sus plantas y oficinas, que permite la

coordinación entre el personal encargado de atender las contingencias, a la vez que

facilita la comunicación con instituciones externas que pudieran tener participación en

el manejo de contingencias (COES, OSINERGMIN, Bomberos, Policía, etc.).

En el Anexo N° 8 se presenta una relación de números telefónicos y anexos para

efectuar coordinaciones con los entes externos, internos, operativos y administrativos.

7 EVALUACIÓN DE RIESGOS OPERACIONALES Y NO

OPERACIONALES

7.1 Metodología

7.1.1 Metodología General para la Identificación y Evaluación de Riesgos

La metodología empleada para la identificación y evaluación del riesgo operativos, es

una adaptación de los métodos utilizados en la evaluación de riesgos ambientales y de

seguridad ocupacional, los cuales se han tomado como referencia y han sido

adaptados para los fines de este estudio.

El esquema siguiente nos indica el proceso que sigue una gestión de riesgos, allí se

muestra que la primera acción debe ser identificar el riesgo, para luego evaluarlo y

finalmente controlar aquellos que no son tolerables.

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EGASA

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Gráfico N° 7.1: Diagrama de Flujo de La Gestión de Riesgo

7.1.2 Identificación de Peligros y Riesgos

Para la identificación de riesgos se ha utilizado el método de “Causa – Efecto”

(también conocido como Espina de Pescado), el cual considera una serie de factores

(causas) que pueden originar riesgos operativos (consecuencias).

Gráfico N° 7.2: Diagrama de Espina para la Identificación y Análisis de Factores

de Riesgo Operativo

Equipos Instalaciones

Materiales Herramientas

Repuestos

Condiciones Geográficas

Clima

Sismos

Atentados

Robos

Intrusión

Aptitudes

Actitudes

AGENTES MATERIALES

ENTORNO AMBIENTAL

PERSONAL ACTOS DE TERCEROS

RIESGO OPERATIVO

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Se han considerado los siguientes factores:

Agentes materiales.- comprende los equipos e instalaciones que conforman los

sistemas de generación hidroeléctrica y termoeléctrica, incluido las herramientas,

materiales y repuestos.

Entorno ambiental.- considera las condiciones geográficas, climatológicas,

geológicas, sísmicas, etc.

Personal.- considera las aptitudes, actitudes, salud y conocimientos del personal

que está destacado a la operación y mantenimiento de los equipos e instalaciones

que conforman las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas.

Actos de terceros.- considera los atentados terroristas y los robos sobre las

instalaciones.

7.1.3 Evaluación de Riesgos

En esta sección se establece la metodología que se ha utilizado para llevar a cabo la

evaluación de riesgos en las centrales Chilina y Mollendo, tal y como se establece en

los “Lineamientos para la elaboración de los PCO´s de sistemas de generación

termoeléctrica” de OSINERGMIN.

Para la elaboración de esta metodología se ha tomado en cuenta el criterio de

evaluación general, aplicados a temas de seguridad, salud y medio ambiente que han

servido de referencia. Este criterio de evaluación considera la probabilidad de que se

materialice el riesgo y la Magnitud de la contingencia si se materializa el riesgo.

Aplicándose a continuación el siguiente cuadro para evaluar los riesgos operativos y

no operativos:

Cuadro N° 7.1: Evaluación de Riesgos

Evaluación de Riesgos

MAGNITUD DE LA CONTINGENCIA

Ligeramente

Dañino Dañino

Extremadamente

Dañino

PROBABILIDAD

Baja TRIVIAL TOLERABLE MODERADO

Media TOLERABLE MODERADO IMPORTANTE

Alta MODERADO IMPORTANTE INTOLERABLE

El criterio de valoración de la probabilidad y la Magnitud de la contingencia en la

evaluación de riesgos, está basado en información estadística de las fallas, métodos

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EGASA

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de observación directa, medición, variables climatológicas, hidrológicas, geológicas y

sísmicas, además de la experiencia de los especialistas que participaron en la

elaboración del Plan de Contingencia Operativo y se muestra a continuación.

Cuadro N° 7.2: Criterios para Determinar la Probabilidad de la Contingencia

Probabilidad Descripción

Baja

Cuando las contingencias se presentan esporádicamente u

ocasionalmente, una vez en 10 o más años. Aquí se incluye también

el caso en que la falla no se presenta.

Media Cuando las contingencias se presentan con cierta frecuencia, por lo

menos una vez en 5 años o más.

Alta Cuando las contingencias se presentan frecuentemente, por lo menos

una vez por año.

Para determinar la magnitud a consecuencia de la materialización del riesgo se usaran

los siguientes criterios.

Cuadro N° 7.3: Criterios para Determinar la Magnitud de la Contingencia

Magnitud de la

contingencia Criterio

Ligeramente

dañino

Cuando la contingencia implica la parada forzosa de una

unidad de la central de generación, que está operando de

acuerdo a la programación del COES, pero cuya reposición

tome menos de 24 horas o es inmediatamente sustituida por la

reserva del sistema.

Dañino

Cuando la contingencia implica la parada forzada de una o más

unidades de la central, cuya reposición tome más de 24 horas y

su reemplazo por la reserva del sistema implique un incremento

moderado de los costos de generación del sistema.

Extremadamente

dañino

Cuando la contingencia implica la parada forzada de toda la

central por varios días o la parada prolongada de una unidad

(con una reposición que tome semanas o meses) y su

reemplazo por la reserva del sistema no sea posible o se

incremente significativamente el costo de generación.

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EGASA

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7.1.4 Estimación del Riesgo

Para la estimación del riesgo se ha considerado el siguiente cuadro de estimación del

riesgo:

Cuadro N° 7.4: Niveles de Riesgo en Función a su Probabilidad y Consecuencia

CALIFICACIÓN DESCRIPCIÓN

TRIVIAL El riesgo se asume cubierto por las actividades de mantenimiento

ordinarias, por lo cual no requiere acciones adicionales.

TOLERABLE Requiere comprobación periódica de las medidas preventivas para

asegurar su eficacia.

MODERADO

Cuando la probabilidad es baja y consecuencia es ligeramente

dañina, requiere el refuerzo de las medidas preventivas para

reducir su frecuencia.

Cuando la probabilidad es media y la consecuencia dañina,

requiere al análisis de las medidas preventivas y de control

tomadas antes del evento.

Cuando la probabilidad es baja y la consecuencia

extremadamente dañina, precisará realizar mejoras en las

medidas de control.

En todos los casos requieren un plan de contingencia operativo

específico.

IMPORTANTE

Debido a que la inversión y pérdidas económicas que puede causar

es importante, demanda emplear los recursos económicos

necesarios para reducir su frecuencia. También es necesario que

posea un plan de contingencia específico.

INTOLERABLE

Requiere el cese de la operación hasta asegurar que la frecuencia

baje a niveles de un riesgo importante con una probabilidad de

ocurrencia media. Si no es posible reducir el riesgo, incluso con

recursos casi ilimitados, deberá prohibirse la operación.

Requerirá de un plan de contingencia específico que considere

inversiones considerables en tiempo, logística, personal y

materiales.

Para determinar la efectividad de los controles en caso de que ocurra un riesgo, se ha

implementado una metodología que califica la efectividad de los controles, la misma

que se basa en las calificaciones asignadas de acuerdo al cuadro siguiente:

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EGASA

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Cuadro N° 7.5: Criterios de Efectividad de los Controles

Efectividad Designación Descripción

95% Altamente

efectivo

Existen medidas de prevención de eficacia comprobada

(procedimientos, observaciones planeadas, inspecciones

frecuentes, capacitación, sistemas de protecciones

físicas, etc. para controlar riesgos

75% Efectivo Existen buenas medidas de prevención y pueden

mejorarse.

50% Parcialmente

efectivo Solo existen medidas de control periódicas.

25% Baja

efectividad

Existen medidas, pero se registran incidentes /

accidentes por los peligros / riesgos considerados.

1% Totalmente

inefectivo No existe ninguna medida de control.

El objetivo de esta metodología es identificar “qué puede fallar” en un proceso

determinado y sus resultados, los cuales pueden ser representados visualmente a

través de un mapa de riesgos o “heatmap”.

7.2 Identificación de Riesgos Operacionales

En base a la metodología descrita se han identificado los riesgos operacionales para

las centrales Chilina y Mollendo, los cuales se han consignado los Cuadros N° 7.6 y

N° 7.7.

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Cuadro N° 7.6: Identificación de Riesgos Operacionales de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo – MCI Diesel

Componente

o sistema Equipo o Elemento Contingencia

Causa de la

contingencia

Probabilidad

de

Ocurrencia

Magnitud

Tiempo de

Restricción

de

Operación

(h)

Respaldo Consecuencia

Motores

reciprocantes

Pistones Rajadura y rotura Sobre esfuerzos

en componentes Baja

Extremadamente

Dañina Hasta 144 No

Salida forzada

de la unidad

Cigüeñal Rajadura y rotura Sobre esfuerzos

en componentes Baja

Extremadamente

Dañina 8760 No

Salida forzada

de la unidad

Turbocompresor Rajadura y rotura

Fatiga y

desprendimiento

de partículas

Media Dañina 48 Si Salida forzada

de la unidad

Auxiliares

Bomba principal de

aceite

Daño en

componentes

Fatiga y

antigüedad Media

Extremadamente


Salida forzada

de la unidad

Transformador

Principal Explosión

Generación de

gases Baja

Extremadamente


Salida forzada

de la central

Transformador de

equipos auxiliares Explosión

Generación de

gases Baja

Extremadamente


Salida forzada

de la central

Tanques de

almacenaje de

combustible

Derrame de

combustible

Fugas, válvulas

en mal estado Baja Dañina 360 NA

Salida forzada

de la central

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Cuadro N° 7.7: Identificación de Riesgos Operacionales de la Central Térmica Chilina – Turbogas

Componente o sistema

Equipo o Elemento

Contingencia Causa de la

contingencia

Probabilidad de

Ocurrencia Magnitud

Tiempo de Restricción

de Operación

(h)


Turbina a Gas

Compresor Rotura de alabes Falla en el flap de

admisión Baja

Extremadamente Dañina

Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad

Compresor Rotura de alabes Fatiga del material Baja Extremadamente

Dañina Hasta 8760 Si

Salida forzada de la unidad

Compresor Rotura de alabes Desprendimiento de material de toberas

de lavado Baja



Compresor Falla de cojinete de

rotor Rotura de cañería de aceite de lubricación

Baja Dañina Hasta 8760 Si Salida forzada de la unidad

Cámara de combustión

Obstrucción del quemador

Corrosión de válvula de combustible



Puntos calientes o fundición de placa de

cámara de combustión

Elevada temperatura de la cámara

Baja Extremadamente




Aflojamiento de placas de cámara de

combustión Fatiga, vibración Baja




Desprendimiento de material de

recubrimiento Fatiga, vibración Baja



Turbina de potencia

Rotura de alabes

Desprendimiento de material de sello de

cámara de combustión

Baja Extremadamente



Turbina de potencia

Rotura de alabes móviles y fijos

Falla del sistema de enfriamiento de los

alabes Baja



Turbina de potencia

Rotura de alabes fijos Puntos calientes

debido a deformación de llama

Baja Extremadamente



Turbina de potencia

Rotura de alabes fijos y/o móviles

Fatiga de material Baja



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Componente o sistema

Equipo o Elemento

Contingencia Causa de la

contingencia

Probabilidad de

Ocurrencia Magnitud


de Operación

(h)


Cojinete del rotor de la

turbina

Falla de cojinete de rotor

Rotura de cañerías de aceite de lubricación


Auxiliares

Sistema de Control de las

unidades

Falla del software / hardware de control

(Speedtronic Mark II)

Daño en tarjetas o componentes electrónicos

Baja Dañina 2160 No Salida forzada de la unidad

Protección de las unidades

Falla del equipo de protección


Baja Dañina 24 No Salida forzada de la unidad

Bomba de agua de refrigeración

Fallo en sistema de refrigeración

Fatiga y antigüedad Baja


Hasta 2160 No Salida forzada de la unidad

Regulador Automático de Tensión – AVR

Falla del regulador Daño en tarjetas o

componentes electrónicos

Baja Dañina Hasta 2160 No Salida forzada de la unidad

Sistema de arranque

Falla en el sistema de arranque


Baja Dañina Hasta 1440 No Salida forzada de la unidad

Tanques de combustible

Derrames Fugas, válvulas en

mal estado Baja Extremadamente

Dañina 360 NA

Restricción del servicio

Transformador principal

Explosión Generación de gases

Baja Extremadamente



Transformador de equipos auxiliares

Explosión Generación de gases Baja Extremadamente


Salida forzada de la central

Nota: Los tiempos señalados en los cuadros son referenciales, dado que el tiempo real se obtendrá en función a la magnitud de la falla.

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7.3 Identificación de Riesgos No Operacionales

En el Cuadro N° 7.8 se muestran los riesgos no operacionales identificados para las centrales Chilina y Mollendo.

Cuadro N° 7.8: Identificación de Riesgos No Operacionales de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo

ítem Situación Instalaciones y/o

elementos afectados

Contingencia Probabilidad

de Ocurrencia

Magnitud de la contingencia


de Operación (h)

Consecuencia

1

Sismo de Gran Intensidad

Grupos generadores Falla por vibración excesiva Media Dañina (*) Salida forzada

de las unidades

2 Edificación sala de

control

Colapso de la estructura -incapacidad de control de

unidades

Media Extremadamente

Dañina Hasta 4320

Salida forzada de las unidades

3 Sistema de

suministro de combustible

Colapso de tanques y estructuras de soporte

4 Líneas de

transmisión energía Cortocircuito y colapso de

estructuras

5 Patio de llaves Colapso de estructura

6 Lluvias

Torrenciales (Chilina)

Central y patio de llaves

Inundación de instalaciones / Cortocircuitos

Alta Extremadamente

Dañina (*)

Restricción del Servicio (**)

(*) Impredecible

(**) Depende de la gravedad de la contingencia.

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8 IDENTIFICACIÓN DE ELEMENTOS CRÍTICOS Y

SITUACIONES CRÍTICAS

8.1 Identificación de Elementos Críticos

En base a la evaluación de situaciones operacionales detectadas para cada sistema

de generación, se ha determinado los elementos críticos presentes. El Cuadro 8.1

muestra la lista de elementos críticos que corresponde a los sistemas de generación

con motores de combustión interna y en el Cuadro N° 8.1 se presenta la lista de

elementos críticos que corresponde al sistema de generación con turbina a gas.

Cuadro N° 8.1: Identificación de Elementos Críticos de las Centrales Térmicas

Chilina y Mollendo – MCI Diesel

Tipo de unidad Elemento crítico

Motores reciprocantes

diésel

Pistones

Cigüeñal

Turbocompresor

Bomba principal de refrigeración de aceite



Tanques de almacenaje de combustible

Turbina a gas

Compresor


Turbina de potencia

Cojinete del rotor de la turbina

Sistema de control de las unidades

Protección de las unidades

Bomba de agua de refrigeración

Regulador automático de tensión – AVR

Sistema de arranque

Tanques de combustible



Para mayor detalle, revisar el Anexo N° 10.

8.2 Identificación de situaciones críticas

Las situaciones críticas asociados a cada contingencia servirán para definir los Planes

de Acción y se muestran el Cuadro N° 8.2.

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Cuadro N° 8.2: Identificación de Situaciones Críticas Operacionales de las


Tipo de unidad Situación crítica

Motores reciprocantes

Rajadura y rotura de pistón por sobre esfuerzos

Rajadura y rotura de cigüeñal por sobre esfuerzos

Daño por fatiga y desprendimiento de partículas del Turbocompresor

Daño en componentes de la bomba de sistema de refrigeración de aceite por fatiga y antigüedad

Explosión del transformador principal por generación de gases

Explosión del transformador de equipos auxiliares por generación de gases

Incendio y/o derrame de combustible por contingencia en los tanques de almacenaje de combustible

Turbina a gas

Rotura de alabes del compresor por falla en el flap de admisión

Rotura de alabes del compresor por fatiga de material

Rotura de alabes del compresor por desprendimiento de material de toberas de lavado

Falla de cojinete de rotor del compresor por rotura de cañería de aceite de lubricación

Obstrucción del quemador por corrosión de válvula de combustible

Puntos calientes o fundición de placa de cámara de combustión

Aflojamiento de placas de cámara de combustión

Desprendimiento de material de recubrimiento de la cámara de combustión

Rotura de alabes de la turbina de potencia por desprendimiento de material de sello de cámara de combustión

Rotura de alabes móviles y fijos de la turbina de potencia por falla de su sistema de enfriamiento

Rotura de alabes fijos de la turbina de potencia por puntos calientes debido a deformación de llama

Rotura de alabes fijos y/o móviles de la turbina de potencia por fatiga de material

Falla de cojinete de rotor de la turbina por rotura de cañerías de aceite de lubricación

Falla del software / hardware del sistema de control de las unidades (Speedtronic Mark II)

Falla del equipo de protección de la unidad

Daño en componentes de la bomba de agua de refrigeración por fatiga y antigüedad

Daño / Cortocircuito en el Regulador Automático de Tensión – AVR

Falla en el sistema de arranque

Incendio y/o derrames por contingencia en tanques de combustible

Presencia de puntos calientes y generación de gases: posible explosión del transformador principal

Presencia de puntos calientes y generación de gases: posible explosión del transformador de servicios auxiliares

Para mayor detalle, revisar el Anexo N° 10.

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8.3 Identificación de Situaciones Críticas No Operacionales

Segú el análisis de riesgos realizado, se llegó a la conclusión que se deberán elaborar

planes de acción, para las siguientes situaciones críticas no operacionales:

Cuadro N° 8.3: Identificación de Situaciones Críticas No Operacionales

de las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo

Situaciones Críticas No

Operacionales Contingencia


Falla de grupos generadores por vibración excesiva

Colapso de la estructura de sala de control e incapacidad

de control de unidades

Colapso de tanques y estructuras de soporte del sistema

de suministro de combustible

Cortocircuito y colapso de estructuras de líneas de

transmisión de energía

Colapso de estructuras del patio de llaves

Lluvias Torrenciales

(Chilina)

Inundación de instalaciones / Cortocircuitos de la central

y patio de llaves

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9 PLANES DE ACCIÓN PARA LA RECUPERACIÓN DEL

SERVICIO

9.1 Planes de Acción en Caso de Contingencias

Para cada uno de los elementos y situaciones críticas identificados en la sección 8.1 y

8.2 se han elaborado planes de acción que permiten hacer frente a las fallas

producidas por la contingencia y recuperar el servicio en el menor tiempo posible.

El cuadro a continuación, muestra el listado de elementos críticos identificados y el

código correspondiente a su Plan de Acción.

Cuadro N° 9.1: Planes de Acción para Elementos Críticos de las Centrales

Térmicas Chilina y Mollendo

Tipo de unidad Código Elemento crítico

Motores

reciprocantes

diésel

EC-MR-1 Pistones

EC-MR-2 Cigüeñal

EC-MR-3 Turbocompresor

EC-MR-4 Bomba de sistema de refrigeración de aceite

EC-MR-5 Transformador principal

EC-MR-6 Transformador de equipos auxiliares

EC-MR-7 Tanques de almacenaje de combustible

Turbina a gas

EC-TG-1 Compresor

EC-TG-2 Cámara de combustión

EC-TG-3 Turbina de potencia

EC-TG-4 Cojinete del rotor de la turbina

EC-TG-5 Sistema de control de las unidades

EC-TG-6 Sistema de protección de las unidades

EC-TG-7 Bomba de agua de refrigeración

EC-TG-8 Regulador automático de tensión – AVR

EC-TG-9 Sistema de arranque

EC-TG-10 Tanques de combustible

EC-TG-11 Transformador principal

EC-TG-12 Transformador de equipos auxiliares

A continuación se muestra la lista de planes de acción en caso de situaciones críticas

no operacionales, que tienen impacto dañino y extremadamente dañino para los

sistemas de generación de Chilina y Mollendo.

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Cuadro N° 9.2: Planes de Acción para Contingencia No Operacionales de las


Situación Código Instalaciones y/o elementos afectados


NOP-1 Grupos generadores

NOP-2 Edificaciones - sala de control

NOP-3 Sistema de suministro de combustible

NOP-4 Líneas de transmisión

NOP-5 Patio de llaves

Lluvias Torrenciales (Chilina) NOP-6 Central - patio de llaves

La lista total de planes de acción y la secuencia de acciones a seguir para cada caso,

se recompilan en el Anexo N° 10.

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10 ADMINISTRACIÓN DEL PLAN DE CONTINGENCIA

OPERATIVO

10.1 Organización Encargada de la Administración y Ejecución del Plan

de Contingencia Operativo

En esta sección se describe la estructura organizacional y los cargos establecidos

para ejecutar el plan de contingencia operativo, en caso ocurra o exista posibilidad de

ocurrencia de una contingencia.

La estructura de la organización que entrará en funcionamiento cuando ocurra una

contingencia se muestra en la Gráfico N° 10.1.

Gráfico N° 10.1: Organización al Interior de la Empresa EGASA Encargada de

Administrar y Ejecutar el Plan de Contingencia Operativo

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10.2 Descripción de las Funciones del Personal que Administra y

Ejecuta el Plan de Contingencia Operativa

En esta sección se describe la función de los principales integrantes de la organización

que administra y ejecuta el plan de contingencia operativa.

a) Coordinador General

Asumido por el Gerente General de EGASA quien administra, dirige y monitorea el

desarrollo de las actividades destinadas a superar la contingencia, hasta superarla.

Es atribución del coordinador General declarar la situación de Contingencia, en

base a la información entregada por el Coordinador de Operaciones.

Toma decisiones de carácter relevante relacionadas con el desarrollo de la

contingencia.

b) Jefe del Departamento de Seguridad y Salud en el Trabajo

Se encarga de la planificación, ejecución y control de todos los aspectos relacionados

a la seguridad e higiene ocupacional antes, durante y después de la presentación de

una contingencia.

Algunas de sus funciones específicas son:

Identifica y evalúa los riesgos durante del desarrollo de la contingencia y toma

acciones destinadas a preservar la vida y la salud del personal encargado de

atender la contingencia.

Verifica que el personal encargado de atender la contingencia realice dichos

trabajos con seguridad y valida que el procedimiento a seguir sea seguro.

Verificar que las centrales de generación cuenten con una adecuada dotación de

equipos protección personal.

c) Jefe de División de Tecnologías de Información y Comunicación

A nivel interno se encarga de la gestión y administración de los equipos y tecnologías

de información y comunicaciones, siendo parte de sus funciones:

La administración de la red de telecomunicaciones propia de EGASA, los sistemas

de telemetría y SCADA, la infraestructura de servidores

El desarrollo y mantenimiento de los sistemas de información, entre otras

funciones de responsabilidades.

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EGASA

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d) Jefe del Departamento de Telecontrol y Comunicaciones

A nivel interno, se encarga de supervisar y controlar la operatividad de los sistemas de

comunicación móvil y fija de las distintas áreas de la empresa, asegurando la

continuidad del servicio.

También supervisa la ejecución de los programas de mantenimiento de los equipos de

comunicación de forma similar a la jefatura de mantenimiento Hidráulico / Térmico.

e) Coordinador de Operaciones

Este cargo es asumido por el Gerente de Generación, será el encargado de coordinar,

supervisar y controlar a nivel operacional el plan de contingencia operativo, para ello

contara con el apoyo de las áreas que integran la organización que administra el plan

de contingencia operativo; son funciones del Coordinador de Operaciones.

Determinar técnicamente si una situación operacional puede ser catalogada como

contingencia, informando el hecho con claridad al Coordinador General.

Liderar la organización que administra el plan de contingencia operativo

coordinando en forma directa con los encargados de las áreas que administran el

plan de contingencia operativo.

Centralizar la información relacionada con la contingencia a fin de informar los

aspectos más importantes a Gerencia General.

Aprueba los requerimientos solicitados por el Jefe de División Hidráulica y/o Jefe

de Departamento de Mantenimiento Hidráulico, para atender la contingencia,

coordinando con el Jefe del Dpto. de logística la adquisición de repuestos,

materiales o herramientas.

Verificar la solución de la contingencia y determina si se ha superado la

contingencia.

Informará a gerencia general sobre el levantamiento de la contingencia.

Así también, el Asistente Técnico de Generación y el Ingeniero de Planificación de

Mantenimiento, colaboran con las funciones a realizar por el Coordinador de

Operaciones.

f) Jefe del Departamento de Logística

Se encargará de brindar el apoyo logístico que se requiere para atender la

contingencia, para ello hace uso de los recursos de que dispone el departamento de

logística (humanos, materiales, etc.), son funciones del Jefe del área de logística:

Velar por el adecuado abastecimiento de los materiales, herramientas y equipos

que se requieren para afrontar la contingencia.

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Vela por que el proceso de adquisición de bienes y servicios cumpla con las

normas y leyes a las cuales está sujeto el departamento de logística.

Definir en coordinación con las áreas correspondientes la contratación Directa por

“Situación de Emergencia”, de acuerdo al Art. 85 del reglamento de la Ley de

Contrataciones.

g) Jefe de División Térmica

Supervisa y controla las actividades de operación y mantenimiento del personal a

cargo de la dependencia, a fin de garantizar el cumplimiento de las actividades

programadas para las instalaciones de generación de Chilina, Mollendo y Pisco. Son

funciones del Jefe de División Térmica:

Planifica y dirige las acciones efectuadas por el personal técnico encargado de

solucionar la contingencia.

Realiza la evaluación de la contingencia junto con el Jefe de Dpto. de

Mantenimiento Térmico y Centro de Control para elaborar un diagnóstico de la

situación.

Forma el equipo de trabajo que ejecutara el plan de acción.

Realiza el requerimiento de materiales, equipos y herramientas necesarios para

atender la contingencia.

Coordinar con el Centro de Control de EGASA para confirmar la gravedad de la

falla y/o emergencia.

Coordinar para prever el tiempo que tomará el restablecimiento del servicio.

Elaborar e informar el desarrollo del Plan de Contingencia al Coordinador de

Operaciones.

Supervisa y controla las medidas dispuestas, en relación con el mantenimiento

correctivo desde la notificación de la contingencia, hasta la puesta en operación de

los sistemas o equipos comprometidos.

Realizar la coordinación con contratistas, referente a: trabajos, avances técnicos y

servicios que hayan sido requeridos por el área.

Coordinar la movilidad de: personal, equipos, maquinaria y otros, entre las oficinas

principales y las centrales a su cargo o entre éstas últimas.

Atender permanentemente los requerimientos del Centro de Control en la solución

de problemas en los sistemas, relacionados a equipos de campo.

h) Jefe de Departamento de Mantenimiento Térmico

Supervisa, ejecuta y controla las diferentes actividades de mantenimiento del sistema

de generación de manera que se cumplan efectiva y eficazmente. Su labor como

miembro del equipo que atenderá las contingencias operativas incluye lo siguiente:

Elabora el plan de acción de las fallas o deficiencias que lo ameritan o sean

informados por la División y/o Jefe del Centro de Control. El plan deberá ser

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reportado a la Jefatura de División correspondiente y al Coordinador de

Operaciones.

Elabora los informes finales de las fallas según lo reportado por el Jefe de Turno

del Centro de Control y reportarlo a la Jefatura de Despacho Económico, con copia

a su Jefatura de División.

Evalúa, según el programa de mantenimiento, los ambientes de trabajo para

garantizar el proceso de mantenimiento.

Integra el Comité de Análisis de Fallas.

Coordina los trabajos a ser realizados con el Jefe de Turno del Centro de Control y

su jefatura inmediata.

Vela por el estado y disponibilidad de las herramientas necesarias para el proceso

de mantenimiento.

Reporta a OSINERGMIN la justificación técnica de ampliación de mantenimiento

según la normativa aplicable.

Difunde los planes de corto plazo al personal a cargo.

Elabora el informe de pruebas realizadas en los grupos de generación.

Así mismo, el Asistente de Mantenimiento Térmico, colabora con las funciones a

realizar por el Jefe de Dpto. de Mantenimiento Térmico.

i) Jefe de Turno de Centro de Control

Coordina directamente con los Jefes de División (Térmica y/o Hidráulica) y con el

Coordinador de Operaciones, planificando y ejecutando las maniobras. Inicialmente,

reporta la interrupción según los procedimientos establecidos, ejecutan maniobras y

operaciones para reponer el servicio de la unidad(es) de generación afectada(s). Sus

principales funciones son:

Es el encargado de contactar e informar de la contingencia a los demás

miembros que integran la organización que dirigirá el Plan de Contingencias.

Coordinar con los jefes de las Divisiones (Térmica y/o Hidráulica) y los jefes de

Departamento de Mantenimiento (Térmico y/o Hidráulico), las acciones a tomar

ante fallas reportadas definiendo la disponibilidad de los equipos.

Coordinar con los jefes de departamentos de mantenimiento los trabajos a ser

realizados en las diferentes centrales comunicando las disposiciones del

COES.

Identificar, evaluar y resolver los posibles problemas que puedan afectar el

proceso normal de generación.

Realiza el análisis y reporta a quien corresponda las deficiencias técnicas

informadas por los operadores de turno de las centrales de generación.

Se encarga también de suministrar los números de contacto de los demás

miembros que integran la organización que dirigirá el Plan de Contingencias, a

las diferentes entidades e instituciones que los requieran (OSINERGMIN,

MINEM, INCECI, etc.).

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j) Personal de emergencia

Está conformado fundamentalmente por los operarios de mantenimiento. Se

encargarán de la ubicación y eliminación de la falla. Realizando la reparación o

cambios requeridos y dejar en condiciones de operación normal de las instalaciones y

equipos. Los trabajos serán coordinados y con todas las medidas de seguridad.

Asimismo, incluye el personal de empresas que tienen contratos con EGASA. Las

principales funciones que realizan son las siguientes:

Avisar al Centro de Control de la emergencia para que se active el plan de

contingencia respectivo.

Informar de las fallas encontradas durante las inspecciones realizadas.

Coordinar con los jefes de departamentos de mantenimiento los trabajos a ser

realizados.

Ejecutar las tareas de mantenimiento, debiendo elaborar un informe escrito de

cada trabajo, dando cuenta del cumplimiento del mantenimiento asignad, el

estado de los equipos intervenidos y recomendaciones.

Mantener el orden y limpieza en el ambiente de trabajo donde se realicen sus

actividades, así como las condiciones de seguridad.

k) Tablerista del Centro de Control

Brinda apoyo y complementa las funciones del Jefe de Turno del Centro de Control.

Su función es la de ejecutar el proceso de producción de energía eléctrica en la central

según instrucciones del Jefe de Turno del Centro de Control en coordinación con el

COES, según los estándares técnico ambientales, con el objetivo de mantener calidad,

continuidad y disponibilidad del servicio

l) Otros Departamentos

Cuando sea necesario, en función al evento ocurrido, se puede convocar a otros

departamentos y dependencias de la empresa que puedan colaborar para superar la

contingencia.

El Cuadro N° 10.1, muestra la lista de contactos relacionados con las labores de

operación y mantenimiento, y que además forman parte de la organización que dirigirá

el plan de contingencia.

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Cuadro N° 10.1: Integrantes de la Organización que Administra y Ejecuta el

Plan de Contingencia Operativa

Cargo Nombre y Apellidos

Anexo* Celular Función en el PCO

Gerente General de EGASA

Luis Salas Palacios 2010 953758604 Coordinador General

Jefe de Seguridad Aida Olazaval

Millones 2343 944995915 Jefe de Seguridad

Jefe de División de Tecnologías de Información y Comunicación

Jorge Quiroz Gómez

2040 973583346

Jefe de División de Tecnologías de Información y Comunicación

Gerente de Generación

Javier Pineda Gamarra

2240 958319655 Coordinador de

Operaciones

Jefe del Dpto. de Logística

- - - - - 2278 944993694 Jefe del Dpto. de

Logística

Jefe de División Térmica

Ángel Fuentes Alfaro

500 944686918 Jefe de División

Térmica

Jefe Dpto. Mantenimiento

Térmico

Miguel Apolinario Gabriel

501 958319688 Jefe Dpto.

Mantenimiento Térmico

Operador térmico C.T. Chilina

Alejandro Flores Concha

2107 - - - - - Personal de Operaciones

Mecánico de Producción C.T.

Chilina

Camilo Muñoz Guardia

- - - - - 944998919 Personal de Emergencias

Asistente de Mantenimiento C.T.

Chilina

Christian Delgado Salinas

2345 958310941 Personal de Emergencias

Electricista C.T. Chilina

Rogelio Quimper bravo

2101 - - - - - Personal de Emergencias

Tec. Electrónico José Martínez - - - - - 958319681 Personal de Emergencias

Operador Térmico C.T. Mollendo

Guillermo Saavedra Sotomayor

400 - - - - - Personal de Operaciones


Mario Chiri Pérez 400 - - - - - Personal de Operaciones


Juan Torres Belzu 400 - - - - - Personal de Operaciones

Mecánico de Producción C.T.

Mollendo

Edgard Miranda Díaz

- - - - - 958319683 Personal de Emergencias

(*) Central telefónica: (+51 – 54) 383838

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10.3 Declaración de la Situación de Contingencia y Puesta en Ejecución

de los Planes de Acción

Ante el conocimiento de la ocurrencia de alguna contingencia que imposibilita el

suministro de electricidad o fallas graves en los sistemas de generación, se realizará la

evaluación preliminar del evento y las coordinaciones respectivas para determinar el

nivel de gravedad de la contingencia. Para ello, será necesario reunir la mayor

información en el menor tiempo posible. Luego se determinará la necesidad o no de

activar el plan de contingencia.

El Coordinador General analizará la situación y declarará la situación de contingencia

si la ocurrencia de falta de suministro cumple simultáneamente con las siguientes

condiciones:

- Que exista una real o potencial falta de suministro.

- Que la falla sea catalogada como contingencia operativa1.

- Que la falta de suministro afecte a un importante número de usuarios o carga

servida en el área de concesión

Las primeras acciones de activación del plan de contingencia, consistirán en poner en

práctica los procesos de notificación y administración de la emergencia. El proceso de

notificación define los canales de comunicación por medio de los cuales las personas

encargadas de coordinar y dirigir el plan de contingencia, se enteran de la emergencia

y ponen en marcha el Plan de Contingencia con la consiguiente notificación a

OSINERGMIN.

Los procedimientos de administración por su parte, consisten en el manejo contable y

financiero de la emergencia, mediante la apertura de una cuenta especial en la que se

contabilizarán todos los gastos en que se incurra por la atención de la emergencia y la

elaboración de registros de seguimiento de la emergencia. A continuación se muestra

el diagrama de flujo de las decisiones que llevan a una declaración de situación de

contingencias:

1Es la contingencia causada por una falla en los equipos, falla humana, fenómeno natural o por actos provocados

por terceros, que afecta cualquiera de las partes del sistema de generación; también se entiende cono una falla inesperada o salida no programada de un componente del sistema, que afecta la continuidad del servicio.

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EGASA

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Gráfico N° 10.2: Procedimiento de Declaración de Contingencias

10.4 Notificación a OSINERGMIN

Dentro de las dos (2) horas después de haber sido declarada una contingencia

operativa (o en el más corto tiempo que tome identificarla) y según el procedimiento

indicado anteriormente, el Coordinador General de EGASA2, comunicara

telefónicamente sobre este hecho a la gerencia de fiscalización eléctrica del

OSINERGMIN.

2 Esta notificación podrá hacerla a través de la División de Despacho Económico y/o Centro de Control y/o Gerente de Generación.

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Los teléfonos disponibles son:

Central telefónica Nº 219-3400 ANEXO Nº 1412 en horas laborales.

Call Center Nº 219-3410 / 219-3411.

La Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN dispondrá de las siguientes

acciones:

A. Verificará la aplicación de los Planes de Contingencia Operativos

correspondientes.

B. Verificará los daños ocasionados por la ocurrencia de la contingencia

operativa.

Gráfico N° 10.3: Diagrama del Proceso de Notificación a OSINERGMIN

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EGASA

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11 CONCLUSIONES

Las Centrales Térmicas Chilina y Mollendo están expuestas a una serie de riesgos

naturales, tecnológicos y/o sociales. La situación crítica más importante se puede

dar a acusa de un sismo de gran intensidad que puede dañar de forma grave las

instalaciones.

El sistema de generación de EGASA opera interconectado con el Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional (SEIN). Esta operación interconectada posibilita la

utilización de la reserva rotante del SEIN para sustituir inmediatamente cualquier

déficit de generación provocada por una contingencia en estas centrales térmicas,

garantizando una continuidad de servicio muy confiable ante la ocurrencia de

contingencias.

EGASA tiene una adecuada infraestructura para afrontar contingencias en su

sistema de generación, esta infraestructura comprende:

a) Almacenes en planta, que cuentan con un surtido stock de repuestos y piezas

de reemplazo para sus sistemas de generación y auxiliares.

b) Personal altamente calificado para la operación y mantenimiento del sistema,

herramientas y equipos necesarios para los mantenimientos y atención de

contingencias.

c) Contactos permanentes con consultores y empresas que brindan asesorías

especializadas.

d) Un completo registro de proveedores de equipos, herramientas y servicios,

para atender sus necesidades, como reparaciones mayores de equipos y

transporte especializado.

La política de mantenimiento de EGASA comprende mantenimientos de tipo

preventivo, correctivo y predictivo que se programan de acuerdo a las

recomendaciones de los fabricantes y como resultado de la experiencia propia de

la empresa, esta política ha permitido mejorar la disponibilidad y confiabilidad de

las unidades de generación, garantizando la operación.

La infraestructura de EGASA, permite que ante la ocurrencia de una contingencia,

ésta sea inmediatamente detectada en el Centro de Control y los recursos

disponibles sean movilizados de modo tal que el tiempo de interrupción de

suministro, reposición y/o reemplazo de componentes es minimizado.

EGASA cuenta ha firmado contratos y cuenta con una lista de proveedores, para

suministro de personal para mantenimientos, partes de repuesto, materiales y

consumibles.

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El tiempo de restablecimiento de las condiciones normales de operación es menor


La contingencia más grave en la C.T. Chilina, se dio el 16 de mayo 2017, en los

inyectores de la bomba de agua de refrigeración de la unidad Sulzer1, con una

duración de 23.3 horas.

La contingencia más grave ocurrida en la C.T. Mollendo, se dio el 22 de mayo

2016 con la desconexión manual del motor MB2 por presentar temperaturas altas

en los gases de escape, lo que suscitó una parada de 40.9 horas.

Se han identificado 7 elementos críticos en los motores reciprocantes diésel,

asociados a 7 contingencias operativas; así también, en la unidad turbogas se

identificaron 12 elementos críticos asociados a 21 contingencias operativas. Estos

se han determinado sobre la base de criterios de probabilidad de ocurrencia,

redundancia, potencia no suministrada, restricción de suministro eléctrico, tiempo

de reparación, inspección en campo de instalaciones y la experiencia operativa de

los profesionales de EGASA.

Las situaciones críticas no operacionales que se han considerado, son los

causados por sismos de gran intensidad y las lluvias torrenciales (en el caso de la

C.T. Chilina). Estos eventos pueden dar origen a 6 contingencias.

La contingencia de mayor impacto y de alto costo se dará cuando ocurre un sismo

de gran intensidad, el cual podría dañar seriamente las instalaciones y los grupos

generadores.

Así mismo la estructura de la organización que atenderá las contingencias,

involucra a las más alta dirección (Gerencia General) y se ha diseñado para dar

respuesta de forma rápida y eficiente a las contingencias que se presenten.

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