CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DEL AMBIENTE...Descripción de los Tipos de Mantenimiento...

CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DEL AMBIENTE DELAMBIENTE

CENERGIA

EGASA

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DEL AMBIENTE

PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO

DEL SISTEMA DE GENERACIÓN DE LA CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE

CHARCANI I, II, III, IV, V, VI

DE EGASA

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 HIDROELÉCTRICAS DE CHARCANI I, II, III, IV, V, VI

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CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 5

2. OBJETIVOS ............................................................................................................... 5

2.1 Objetivo General .......................................................................................................... 5

2.2 Objetivos Específicos................................................................................................... 6

3. ALCANCES ................................................................................................................ 6

4. BASE LEGAL ............................................................................................................. 7

5. DEFINICIONES .......................................................................................................... 8

6. DIAGNÓSTICO DE LAS INSTALACIONES ...............................................................11

6.1. Descripción Geográfica .............................................................................................. 11

6.2. Características de los equipos principales y auxiliares de las Centrales Charcani I, II,

III, IV, V y VI. .............................................................................................................. 14

6.3. Análisis de los programas de mantenimiento. ............................................................ 20

6.3.1. Descripción de los Tipos de Mantenimiento Realizados en las Centrales

Hidroeléctricas de EGASA ......................................................................................... 20

6.3.2. Contratos con terceros ..................................................................................22

6.4. Análisis de fallas en el sistema. ................................................................................. 23

7. INFRAESTRUCTURA Y RECURSOS PARA ATENDER CONTINGENCIAS ............26

7.1. Equipos y Repuestos de Reserva .............................................................................. 26

7.1.1. Inventario de Repuestos ...............................................................................26

7.1.2. Procedimiento para reponer los repuestos ....................................................26

7.1.3. Ubicación estratégica de los repuestos .........................................................26

7.1.4. Facilidades de Traslado de Repuestos y Herramientas .................................27

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

7.2.1. Organización del Personal ............................................................................27

7.2.2. Facilidades para la Protección del Personal ..................................................29

7.3. Sistema Logístico ...................................................................................................... 29

7.3.1. Diagrama de Flujo para Adquirir Equipos, Repuestos y Materiales ...............29

7.3.2. Unidades de Transporte ................................................................................34

7.3.3. Acceso a las instalaciones comprometidas ...................................................34

7.3.4. Canales de Comunicación .............................................................................35

8. EVALUACIÓN DE RIESGOS .....................................................................................35

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

9. ELEMENTOS CRÍTICOS Y SITUACIONES CRÍTICAS .............................................44

9.1. Elementos Críticos y Situaciones Críticas Operacionales .......................................... 44

10. PLANES DE ACCIÓN PARA RECUPERAR EL SERVICIO .......................................46

11. ADMINISTRACIÓN DEL PLAN DE CONTINGENCIA OPERATIVO ..........................47

11.1. Organización del Plan de Contingencia Operativo ..................................................... 47

11.2. Descripción de Funciones Básicas ............................................................................ 48

11.3. Procedimiento para Declarar la Situación de Contingencia ........................................ 55

11.4. Notificación a OSINERGMIN ..................................................................................... 57

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12. CONCLUSIONES ......................................................................................................59

ANEXOS (Se adjuntan en medio digital)

Anexo 1: Plano General – Ubicación y Vías de Acceso.

Anexo 2: Diagrama Unifilar General de EGASA.

Anexo 3: Programas de mantenimiento ejecutado.

Anexo 4: Estadística de Fallas.

Anexo 5: Inventario de repuestos.

Anexo 6: Procedimientos para reposición y adquisición de repuestos.

Anexo 7: Seguros SCTR Salud y Pensión.

Anexo 8: Lista de canales de comunicación.

Anexo 9: Planes de Acción en caso de Contingencias.

Anexo 10: Formatos OSINERGMIN

LISTADO DE GRÁFICOS:

Gráfico N° 6.1: Ubicación de las Centrales Charcani I, II, III, IV, V y VI. ...............................13

Gráfico N° 8.1: Diagrama de Flujo de La Gestión de Riesgo ................................................35

Gráfico N° 8.2: Diagrama de Espina para Identificación y Análisis de Factores de Riesgo

Operativo.....................................................................................................36

Gráfico N° 11.1: Organización que dirigirá el plan de contingencias. ....................................48

Gráfico N° 11.2: Procedimiento de declaración de contingencias .........................................57

Gráfico N° 11.3: Notificación a OSINERGMIN. .....................................................................58

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LISTADO DE CUADROS:

Cuadro N° 6.1: Características técnicas de los equipos de generación de la Central

Hidroeléctrica Charcani I. ............................................................................14

Cuadro N° 6.2: Características técnicas de los equipos de generación de la central

hidroeléctrica Charcani II. ............................................................................15


hidroeléctrica Charcani III. ...........................................................................16


hidroeléctrica Charcani IV. ..........................................................................17

Cuadro N° 6.5: Características Técnicas de los Equipos de Generación de la Central

Hidroeléctrica Charcani V. ...........................................................................18


hidroeléctrica Charcani VI ...........................................................................19

Cuadro N° 6.7: Empresas Contratistas de EGASA ...............................................................23

Cuadro N° 6.8: Fallas más Importantes Registradas Durante el Periodo 2016-2018 ............25

Cuadro N° 7.1: Personal de Operación, Mantenimiento y su Ubicación ...............................28

Cuadro N° 7.2: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Activos Fijos ......................31

Cuadro N° 7.3: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Bienes Menores ................32

Cuadro N° 7.4: Flujo de Proceso para Movilización de Bienes Patrimoniales .......................33

Cuadro N° 7.5: Relación de Unidades Móviles de EGASA – C.C.H.H. .................................34

Cuadro N° 8.1: Evaluación de Riesgos .................................................................................37

Cuadro N° 8.2: Criterios para Determinar la Probabilidad de la Contingencia ......................38

Cuadro N° 8.3: Criterios para Determinar la Magnitud de la Contingencia ...........................38

Cuadro N° 8.4: Niveles de Riesgo en Función a su Probabilidad y Consecuencia ...............39

Cuadro N° 8.5: Criterios de efectividad de los controles .......................................................40

Cuadro N° 8.6: Riesgos Operacionales en las Centrales Hidroeléctricas de EGASA ...........41

Cuadro N° 8.7: Riesgos No Operacionales ..........................................................................43

Cuadro N° 9.1: Elementos críticos de las Centrales Hidroeléctricas .....................................44

Cuadro N° 9.2: Situaciones Críticas No Operacionales en las Centrales Hidroeléctricas .....45

Cuadro N° 10.1: Planes de Acción para Elementos Críticos de las Centrales

Hidroeléctricas ............................................................................................46

Cuadro N° 10.2: Planes de Acción para Contingencia No Operacionales de las Centrales

Hidroeléctricas ............................................................................................47

Cuadro N° 11.1: Integrantes de la Organización que Administra y Ejecuta el .......................54

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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 hidroeléctrica, 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 basado 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 las Centrales Hidroeléctricas de

Charcani I, II, III, IV, V y VI”, el cual toma como base los “Lineamientos para la Elaboración

de los Planes de Contingencia Operativa de los Sistemas de Generación Hidráulica”,

emitidos por OSINERGMIN; asimismo 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 presente Plan de Contingencias Operativo (PCO) de los sistemas de

generación hidroeléctricos de las Centrales Charcani I, II, III, IV, V y VI”, prever la reacción

oportuna y adecuada ante contingencias e imprevistos que provoquen interrupciones en el

suministro de energía eléctrica o que requieran tiempos elevados de restablecimiento, con el

fin de mejorar la confiabilidad y garantizar la continuidad del servicio de suministro eléctrico.

Dichas contingencias pueden abarcar aéreas individuales y/o comprometer a todas las

instalaciones de las centrales hidroeléctricas.

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2.2 Objetivos Específicos

El PCO del sistema de generación hidroeléctrico de las centrales Charcani I, II, III, IV, V y VI,

tiene los siguientes objetivos específicos:

Conducir a un sistema efectivo y eficiente para el restablecimiento o preservación del

servicio, disminuyendo el riesgo para el sistema, las personas, propiedad y medio

ambiente.

Facilitar el proceso para la toma rápida de decisiones durante el periodo de

recuperación del sistema.

Plantear con anticipación acciones efectivas a tomar para el restablecimiento de la

operación normal.

Definir los criterios y desarrollar los procedimientos para que el personal asignado a

atender las contingencias pueda utilizar los recursos humanos y materiales en forma

ordenada, reduciendo al mínimo los efectos adversos.

El PCO está orientado a cumplir las funciones básicas siguientes:

- Consolidar la seguridad del sistema priorizando la salud y la seguridad de la

población en la zona geográfica afectada.

- Planificar un sistema eficiente de fuentes alternativas para suministrar energía

temporal hasta que se supere la contingencia propia y de sus clientes afectados

a través del SINAC.

- 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.

3. ALCANCES

Las centrales hidroeléctricas que están comprendidas dentro del presente plan de

contingencias son:

- C.H. Charcani I de 1.72 MW : Dos (02) Turbinas Francis de eje Horizontal.

- C.H. Charcani II de 0.60 MW : Tres (03) Turbinas Francis de eje Horizontal.

- C.H. Charcani III de 4.58 MW : Dos (02) Turbinas Francis de eje Horizontal.

- C.H. Charcani IV de 15.30MW : Tres (03) Turbinas Francis de eje Horizontal.

- C.H. Charcani V de 139.9MW : Tres (03) Turbinas Pelton de eje vertical.

- C.H. Charcani VI de 8.94 MW : Una (01) Turbina Francis de eje Horizontal.

El PCO de EGASA para las Centrales Hidráulicas, abarca el cauce del río principal,

instalación civil y electromecánica de la bocatoma, canales y/o túneles de aducción, cámara

de carga, tubería de presión, las instalaciones civiles y electromecánicas de la casa de

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máquinas (válvula mariposa, alimentación de agua bypass), inyectores y turbinas,

alternador/generador, sistemas de control y mando hidráulico y eléctrico/electrónico, equipos

para regulación, sistemas de medición, sistemas de protección y todo aquel sistema o

equipo relacionado que pueda afectar la correcta operación de la central.

En el presente PCO se contemplan también los eventos que pueden dar lugar a

interrupciones del suministro eléctrico provocados por causas naturales (terremotos,

inundaciones, tormentas, etc.), accidentes, incendios, sabotajes, conflictos laborales, fallas

propias y/o en el Sistema Interconectado, con pérdida parcial o total de suministro.

4. BASE LEGAL

La elaboración del Plan de Contingencia Operativo de las Centrales Charcani I, II, III, IV, V y

VI, 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:

Código del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales – Decreto Legislativo Nº 613

Cap. III de la Protección del Ambiente (Art. 9º al 13º). Establece el contenido de los

Estudios de Impacto Ambiental (EIA).

Ley de Concesiones Eléctricas D.L. 25844 artículo 9 vela por la conservación del medio

ambiente.

Reglamento de Ley de Concesiones Eléctricas, DS Nº 9-93-EM.

Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas D.S. Nº 29-94-EM del

8/6/94.

Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Electricidad. R.M. Nº

263-2001-EM/VME del 18.06.2001.

Reglamento de Seguridad e Salud en el trabajo de las actividades eléctricas. R.M.

N°161-2007-MEM/DM del 13.04.2007.

Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los

Servicios Públicos.

Ley N° 27699, Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional del OSINERGMIN.

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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.

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.

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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.

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.

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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.

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 DE LAS INSTALACIONES

6.1. Descripción Geográfica

En el caso de EGASA, el proceso de producción de energía hidroeléctrica se inicia en las

represas de almacenamiento llamadas Bamputañe, Pillones y Chalhuanca, después de las

cuales las aguas fluyen hacia la represa de regulación Aguada Blanca. De estos reservorios

el agua es conducida para ser turbinada en la primera central hidroeléctrica denominada

Charcani V, la que a través de un túnel a presión, toma el agua de la represa Aguada

Blanca y la conduce hasta la cámara de válvulas.

De la cámara de válvulas y mediante un conducto forzado, el agua es conducida hasta la

casa de máquinas donde se encuentran alojadas tres unidades turbina hidráulica -

generador. El agua turbinada es descargada al lecho del río Chili, cuya cuenca es

intensamente aprovechada con una serie de saltos hidráulicos de más o menos altura y

caudal dependiendo de la configuración del terreno.

Aguas abajo de la central Charcani V se ha construido el Dique Cincel, que es un reservorio

horario que se utiliza para regular el caudal de agua para las centrales ubicadas en cascada

hacia abajo.

El aprovechamiento continúa con la central hidroeléctrica Charcani IV. El agua es tomada

del río y luego conducida por un canal hasta un desarenador y de aquí mediante un túnel

hasta la cámara de carga, desde donde y a través de tuberías forzadas es entregada a las

turbinas hidráulicas ubicadas en la casa de máquinas.

Las aguas turbinadas en esta central son entregadas al canal de descarga y de aquí a un

desarenador, luego a un canal y a un túnel de aducción hasta la cámara de carga de la

central Charcani VI, donde luego de ser turbinada es descargada al cauce del río Chili.

El agua turbinada en Charcani VI es almacenada temporalmente en el Dique Campanario,

que es un reservorio de regulación horaria que sirve para regular el agua para la central

Charcani III. El agua regulada es tomada del río y conducida por un canal hasta un

desarenador y luego a través de un canal cubierto y un túnel de aducción hasta la cámara

de carga de la central Charcani III.

Las aguas turbinadas en las unidades de la central Charcani III son entregadas al canal de

descarga y luego a un canal de aducción que conduce el agua hasta la cámara de carga de

la mini central Charcani I. Los excedentes de agua son tomados del río y agregados a las

aguas turbinadas en la central Charcani III. La mini central Charcani I ha sustituido a la

antigua Charcani I, que fue la primera central hidroeléctrica de EGASA puesta en operación

en el año 1905.

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Las aguas turbinadas en la mini central Charcani I, así como los excedentes tomados del río

son entregados directamente a un canal descubierto que conduce el agua hasta la cámara

de carga de la central Charcani II, donde el agua luego de ser turbinada es entregada a un

canal que transporta el agua a las instalaciones de una planta de tratamiento de agua

potable para la ciudad de Arequipa.

El diagrama unifilar de las Centrales Charcani I, II, III, IV, V y VI, se adjunta en el Anexo

N°2.

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DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020

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Gráfico N° 6.1: Ubicación de las Centrales Charcani I, II, III, IV, V y VI.

Las Centrales Charcani I, II, III, IV, V y VI, aprovechan los recursos hídricos del río Chili y la diferencia de nivel entre la represa de Aguada

Blanca (3741 m.s.n.m.) y las estribaciones del Volcán Misti hasta la cota 2542 m.s.n.m.

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DE LA CENTRALES TÉRMICAS CHILINA Y MOLLENDO 2019 - 2020

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6.2. Características de los equipos principales y auxiliares de las Centrales

Charcani I, II, III, IV, V y VI.

Central Hidroeléctrica Charcani I

Las principales características de los equipos de generación y sus auxiliares se presentan

en el cuadro a continuación:

Cuadro N° 6.1: Características técnicas de los equipos de generación de la Central

Hidroeléctrica Charcani I

DATOS GENERALES

Tipo de central Pasada

N° de grupos 2

Tipo de turbina FRANCIS

Modo de operación en el SEIN Base

Salto bruto (m) 26.00

Potencia efectiva de la central (MW) 1.73

EXCITATRIZ

ESTÁTICA

Marca Basler Electric

Tipo 4325200100

Potencia (MW) 0.025

Velocidad (rpm) 450

Tensión (kV) 4.16

Corriente de campo (Amp) 63

ESPECIFICACIONES

TÉCNICAS DE LOS

GENERADORES

Marca Electromecanica Suiza

Modelo WHI.100H16PB6

Año puesta en servicio 1998

Potencia efectiva (MW) 0.87

Potencia nominal (MVA) 1.10

Velocidad toma de carga (MW/min.) 0.92

Velocidad de descarga (MW/min.) 0.92

Tiempo sincronización (min.) 15.00

Tensión nominal de generación (kV) 4.16

Tensión mínima de generación (kV) 4.99

Tensión máxima de generación (kV) 5.51

Velocidad de rotación (RPM) 450

Sistema de refrigeración Aire

TRANSFORMADOR

PRINCIPAL

Marca ELECSUR

Tensión primaria (kV) 5.2

Tensión secundaria (kV) 4.2


Enfriamiento ONAN

Frecuencia (Hz) 60

N° taps (und) 5.0

Año fabricación 1997

Año puesta servicio 1998

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Central Hidroeléctrica Charcani II




hidroeléctrica Charcani II

DATOS GENERALES


N° de grupos 3


Marca de la turbina J.M. Voith

Modo de operación en el SEIN Base

Salto neto (m) 18.70


EXCITATRIZ

ESTÁTICA

Marca SSW

Tipo GV190

Potencia (MW) 0.0066

Velocidad (RPM) 600

Tensión (kV) 0.11


ESPECIFICACIONES

TÉCNICAS DE LOS

GENERADORES

Marca Siemens SchuckertWerke

Modelo WJD 330/500






Tiempo sincronización (min.) 20.00


Tensión mínima de generación (kV) 5




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Central Hidroeléctrica Charcani III




hidroeléctrica Charcani III

DATOS GENERALES


N° de grupos 2


Marca de la turbina G1: J.M. VOITH

G2: Escher Wyss Zurich

Modo de operación en el SEIN Semi Base



EXCITATRIZ

ESTÁTICA

Marca

No poseen son asíncronos

Tipo

Potencia (MW)

Velocidad (RPM)

Tensión (kV)

Corriente de campo (Amp)

ESPECIFICACION

ES TÉCNICAS DE

LOS

GENERADORES

Marca ABB

Modelo PGCC710LD12B3









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Central Hidroeléctrica Charcani IV




hidroeléctrica Charcani IV

DATOS GENERALES


N° de grupos 3


Marca de la turbina Charmilles




Caudal de diseño (m³/s) 15


EXCITATRIZ ESTÁTICA

Marca BBC

Tipo Gf.166b

Potencia (MW) 0.03

Velocidad (RPM) 750

Tensión (kV) 0.078


ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS

GENERADORES

Marca BBC

Modelo WAS 140/100/10


Potencia efectiva (MW) G1: 5.041 G2: 5.056 G3: 5.204



Tiempo de sincronización (min) 10






TRANSFORMADOR PRINCIPAL

Marca G1: Asea Brown Boveri

G2,G3: EPLIC SAC



Potencia nominal (MVA) 6

Enfriamiento ONAN

Frecuencia (Hz) 60

N° taps (und) 5

Año fabricación G1: 2005

G2,G3: 2009

Año puesta servicio G1: 2005

G2,G3: 2009

Peso (kg) 14 500

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Central Hidroeléctrica Charcani V



Cuadro N° 6.5: Características Técnicas de los Equipos de Generación de la Central

Hidroeléctrica Charcani V

DATOS GENERALES

Tipo de central CAVERNA

N° de grupos 3

Tipo de turbina PELTON

Marca de la turbina G1: RIVA HYDROART

G2, G3: NEYRPIC

Modo de operación en el SEIN Semi base



Caudal de diseño (m³/s) 24.9



Marca CELDUC

Tipo Estático

Potencia (MW) 0.165

Velocidad (RPM) 600

Tensión (kV) 13.8



GENERADORES

Marca ALSTHON

Modelo RYV 366.153


Potencia efectiva (MW) G1: 48.12 G2: 48.16 G3: 48.34

Potencia nominal (MW) 57








Sistema de refrigeración Aceite / Agua / Aire


Marca Althom Atlantique

Tensión primaria (kV) 138


Potencia nominal (MVA) 57

Enfriamiento ONAF

Frecuencia (Hz) 60

N° taps (und) 5



Peso (kg) 70800

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Central Hidroeléctrica Charcani VI




hidroeléctrica Charcani VI

DATOS GENERALES


N° de grupos 1


Marca de la turbina Charmilles




Caudal de diseño (m³/s) 15.00



Marca BBC

Tipo Cfc.134a

Potencia (MW) HM 270018

Velocidad (RPM) 514

Tensión (kV) 0.21



GENERADORES

Marca BBC

Modelo WAS 185/125/14



Potencia nominal (MW) 11.20










Marca BBC




Enfriamiento ONAN

Frecuencia (Hz) 60

N° taps (und) 3



Peso (kg) 20500

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6.3. Análisis de los programas de mantenimiento.

6.3.1. Descripción de los Tipos de Mantenimiento Realizados en las Centrales

Hidroeléctricas de EGASA

Los programas de mantenimiento de EGASA comprenden un conjunto de acciones que se

ejecutan para que la instalación y/o equipos puedan seguir funcionando adecuadamente; es

decir manteniendo su operación en los niveles especificados.

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

siguientes tipos de mantenimiento:

- Mantenimiento Preventivo.

- Mantenimiento Correctivo.

- Mantenimiento Predictivo.

A su vez, los mantenimientos preventivos y correctivos pueden clasificarse en

Mantenimientos mayores, cuando las actividades requieren el retiro total de la unidad

generadora durante un período superior a 24 horas y Mantenimientos menores, cuando

las actividades requieren el retiro total de la unidad generadora durante un período menor o

igual a 24 horas.

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.

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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.

EGASA, mantiene una política de conservación de sus equipos e instalaciones, priorizando

los mantenimientos preventivos y predictivos 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, reduciendo asimismo los costos totales de mantenimiento.

En lo que respecta a las unidades de generación hidráulica, existe un programa de

mantenimiento anual que considera los trabajos a ser efectuados en cada una de estas

instalaciones, de acuerdo a los programas de mantenimiento recomendados por los

fabricantes con algunas variaciones que se han hecho en función a la experiencia propia de

EGASA.

- El programa de mantenimiento de las centrales hidroeléctricas de EGASA está dividido

en dos: uno para las centrales menores que incluye a las Charcani I, II, III, IV y VI, y otra

para la central mayor Charcani V.

- Los programas de mantenimiento para las centrales tienen un tratamiento exhaustivo

para las centrales menores y para la Central Hidroeléctrica Charcani V.

- El programa para la central mayor Charcani V hace mención en forma resumida a cada

uno de los tres grupos (conjunto turbina - generador) y en este caso incluye también en

resumen el mantenimiento de los servicios auxiliares (agua de refrigeración, aire

comprimido, puente grúa, iluminación): además menciona a la cámara de válvulas y a la

línea de transmisión en 138 kV Santuario – Chilina.

- Para cada grupo de generación de cada una de las centrales hidroeléctricas de EGASA

el programa considera los siguientes tipos de mantenimiento predictivo: Ensayos No

Destructivos, Termografía. Análisis Vibracional, Análisis del Aceite de Transformadores y

sólo para Charcani V, las Descargas Parciales y la Tangente Delta.

- El programa de mantenimiento preventivo incluye también inspecciones constantes del

estado de las estructuras y cimentaciones de edificaciones y estructuras hidráulicas.

Esta labor se realiza durante todo el año por el personal de turno en cada una de las

centrales.

- El programa y la frecuencia del mantenimiento predictivo de EGASA es adecuado y sus

resultados se estima que apoyan con eficiencia a los programas de mantenimiento

preventivo.

De los trabajos de mantenimiento realizados, una gran parte corresponden a actividades de

mantenimiento preventivo mayor y predictivo de equipos electromecánicos, lo cual es una

buena política para conservar los equipos e instalaciones y para controlar de contingencias

operativas que se puedan presentar.

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Paralelamente al mantenimiento preventivo programado durante el año se realizan estudios

y análisis como son: análisis de vibraciones, ensayos no destructivos, termografía, análisis

de aceites de los transformadores e inspección de los sistemas de puesta a tierra. Todos

estos estudios y análisis conforman el mantenimiento de tipo predictivo que EGASA ha

implementado y que está a cargo de empresas con las cuales ha firmado contratos de

mantenimiento. En el Anexo N°3 se registra el detalle del mantenimiento preventivo y

predictivo ejecutado de las unidades.

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 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

reestablecer la operatividad de los equipos.

Las fallas ocurridas durante los últimos años en las centrales de EGASA, se deben a

múltiples factores, dentro de ellos se encuentran factores externos, fallas del mismo equipo

y fallas humanas. Ante una falla de uno de los equipos el personal de mantenimiento acude

a realizar las reparaciones para poder restituir el servicio en el menor tiempo posible

teniendo en cuenta las medidas de seguridad en cada caso.

El mantenimiento correctivo comprende en la gran mayoría de casos la reparación o el

cambio de los elementos dañados. Puesto que la garantía por mantenimiento de las

unidades corre por cuenta de la empresa que EGASA ha contratado para el mantenimiento

de las unidades, es esta quién se encarga de la reparación de piezas capitales dañadas,

siendo estas en su gran mayoría desechadas y reemplazadas por unas nuevas para

garantizar la confiabilidad del grupo.

En el Anexo N° 3, se encuentran registradas también las labores de mantenimiento

correctivo ejecutado durante el año 2017 – 2018, así como la descripción de las labores

comprendidas en los Planes 1, 2 y 3.

6.3.2. Contratos con terceros

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

de repuestos y mantenimiento predictivo, EGASA dispone de contratos con las siguientes

empresas:

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Cuadro N° 6.7: Empresas Contratistas de EGASA

Empresa Servicio

INTER ANDEAN TRADRING S.A.C Suministro de repuestos para las CC.HH

ABB SA Mantenimiento de Generadores

ENERGIAS RENOVABLES SAC Mantenimiento de auxiliares

FACOGEM INDUSTRIAL SCRL Adquisición de equipos.

CSM ASESORES SAC Mano de obra para mantenimiento

CONSORCIO INS CON EIRL / MC GIVER

SERVICE EIRL Monitoreo de las presas de la CCHH

THERMOTEK INGENIEROS EIRL Análisis de aceite de transformadores

CORPORACION INDUSTAGRI SAC Adquisición de repuestos

TROY TRADING INTERNATIONAL S.A. Mantenimiento de grupos

DATCO S&H SRL Monitoreo de las presas de la CCHH

CONSORCIO ERGON POWER

REPRESENTACIONES SAC - REIVAX SA

AUTOMACAO E CONTROLE

Suministro de repuestos

6.4. Análisis de fallas en el sistema.

En lo que respecta a fallas, se presenta el registro histórico que va del año 2016 al 2018.

Para el análisis de fallas se efectuó una clasificación en base a las horas de parada que

demandó superar la contingencia y también en función a su recurrencia.

Las fallas en el sistema hidroeléctrico de EGASA mayormente se producen por

perturbaciones en el Sistema Interconectado Nacional o en las líneas que alimentan a los

diversos circuitos de la ciudad de Arequipa. Estas fallas externas son despejadas

correctamente por los sistemas de protección de las centrales y provocan las salidas

intempestivas de los grupos de generación.

La excesiva presencia de sólidos en suspensión en el agua, afecta mayormente a las

centrales menores y se presentan en los períodos de avenidas, obligando a poner fuera de

servicio a los grupos de generación para evitar el desgaste prematuro de los rodetes y la

contaminación de los circuitos de agua de refrigeración.

Sin embargo, y desde que estos hechos son conocidos con anticipación por el seguimiento

que se realiza al estado del tiempo, es posible tomar acciones de control que minimicen el

efecto de los sólidos en suspensión, realizando limpiezas oportunas y frecuentes de los

desarenadores o mejorando el diseño de los mismos para hacerlos más eficientes.

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Durante los períodos de avenidas se produce la remoción y consiguiente mayor presencia

de algas en el agua, los que originan la obstrucción de las rejillas de las tomas de agua,

provocando la disminución del flujo del agua y la consiguiente salida del servicio de los

grupos de generación, particularmente de las centrales menores.

Las fallas en los servicios auxiliares de una central hidroeléctrica son excepcionales y

normalmente no deben ocurrir. De producirse, sus efectos son inmediatos y afectan

directamente a los grupos de generación. Por esa razón, aun cuando se haya logrado un

automatismo pleno, es importante que se realicen inspecciones diarias y pruebas continuas

que den la certeza de que no se producirán fallas.

En el Cuadro N° 8 se muestran las principales fallas ocurridas en las centrales Charcani I, II,

III, IV, V y VI, durante el periodo 2016 – 2018. Del análisis de fallas se pueden obtener las

siguientes conclusiones:

El tiempo de restablecimiento de las condiciones normales de operación es menor a 24

horas en la mayoría de los casos.

Se observa hay una recurrencia de fallas debido a pérdida de excitación en los grupos,

esto debido al deterioro frecuente de los carbones de la excitatriz.

También es notoria la salida de los grupos en época de lluvias, para evitar el ingreso de

solidos de gran tamaño al interior de las turbinas.

La contingencia más grave fue la salida de servicio del Grupo 3 de la C.H. Charcani IV

por temperatura alta del cojinete de turbina la cual se dio el 07/07/2017 y duro unas 168

horas.

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Cuadro N° 6.8: Fallas más Importantes Registradas Durante el Periodo 2016-2018

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

Sale de servicio el grupo

de C.H. Charcani VI, en

forma intempestiva.

06/04/2016 07:18:00

p.m.

07/04/2016 11:14:00

a.m. 15.9

Falla de aislamiento de un transformador de corriente de

protección del circuito de Auxiliares por envejecimiento

Adquisición de nuevos transformadores de corriente para

reemplazo (OC 213/2016)

Restricción de potencia de 8.85 MW

2

Sale de servicio el grupo G3 de C.H. Charcani IV

por temperatura alta cojinete cabeza turbina

07/06/2017 03:50:00

p.m.

17/07/2017 02:10:00

p.m. 168

Descentrado del rodete con relación a los laberintos y tapas de la caja

espiral ocurrido durante el arranque del grupo por holgura amplia del

cojinete combinado

Se efectuó el cambio del cojinete.

Restricción de potencia

de 4.382 MW

3

Sale de servicio el G1 de Charcani V por actuación de nivel del cojinete de

turbina

28/08/18 05:15:00

p.m.

29/08/2018 11:15:00

a.m. 18

Debido al ingreso de agua producto de una apertura mínima ocurrida en

la válvula de drenaje de aerorefrigerante, se produce el corto circuito de los sensores de nivel de

la cuba del cojinete lo que provoca el disparo del grupo.

Se procede a cerrar la válvula de drenaje de aerorefrigerante,

centrifugar el aceite del cojinete de turbina, revisar la instrumentación asociada, se efectúa prueba de

aislamiento del grupo. Actividades efectuadas a fin de normalizar la

unidad generadora.

Restricción de potencia

de 20.32 MW

4

Sale de servicio el G1 de la C.H. Charcani I por defecto en el relé de

protección 670.

22/10/2018 01:39:00

p.m.

23/10/2018 10:46:00

a.m. 21.1

Luego de que el Grupo sincroniza, el mismo sale de servicio por la

indebida actuación de la protección función 32 potencia inversa.

Se efectúa la revisión del relé de protección encontrando una

inconsistencia entre el tiempo de disparo para la actuación de la

función 32 y el tiempo real (mucho más corto) de actuación de la

protección, procediendo a actualizar el programa, quedando en servicio.

Restricción de potencia de 0.84 MW

Para acceder al detalle completo del historial de fallas, ver el Anexo N°4.

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7. INFRAESTRUCTURA Y RECURSOS PARA ATENDER

CONTINGENCIAS

7.1. Equipos y Repuestos de Reserva

7.1.1. Inventario de Repuestos

EGASA cuenta con un stock de repuestos variados para afrontar cualquier tipo de

contingencia en el Anexo N° 5 se señala los repuestos más importantes para atender las

contingencias.

7.1.2. 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 del Pedido de Compra

hasta la recepción de los repuestos.

Todos los repuestos adquiridos por la empresa son 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 a la Orden

de Compra correspondiente.

Logística presenta 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 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 puedan adquirir en el

mercado nacional, se procederá conforme al “Procedimiento N° 009 – Revisión N° 5

Procedimientos de Operación y Control de Almacenes”, que se recoge en el Anexo N° 6.

Dicho procedimiento también 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.

7.1.3. Ubicación estratégica de los repuestos

Una de las fortalezas de EGASA es la ubicación de sus plantas de generación, a las cuales

se accede fácilmente y que generalmente se ubican cerca de ciudades desde donde se

puede aprovisionar de repuestos, materiales y tener acceso a recursos en casos de ser

necesarios y no disponer de ellos dentro de sus instalaciones.

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Así mismo, EGASA posee un almacén de repuestos, equipos y materiales en la Central

Hidroeléctrica Charcani V; desde allí se pueden movilizar rápidamente los elementos

necesarios para atender las contingencias en las demás centrales.

7.1.4. Facilidades de Traslado de Repuestos y Herramientas

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

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

emergencia de EGASA.

Al suceder una contingencia, el acceso a las centrales localizadas aguas abajo de Charcani

V, puede hacerse por dos frentes: utilizando las vías de acceso de Charcani V a las

centrales menores o desde Chilina a las centrales menores.

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.

7.2. Capacidad Operativa de los Grupos Humanos

7.2.1. Organización del Personal

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 hidroeléctricas,

EGASA cuenta con el personal siguiente:

Gerente de Generación

Jefe División Hidráulica

Jefe Dpto. de Mantenimiento Hidráulico

Jefe de Turno de Centro de Control

Operador de Centrales

Electricistas

Mecánicos

El personal de mantenimiento, está conformado por técnicos de mantenimiento mecánico,

técnicos de mantenimiento eléctrico y técnicos de mantenimiento electrónico.

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 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,

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relacionado con la aplicación de los Planes de Contingencia Operativos, llegó a sumar las

siguientes horas:

- Gerencia Generación: 368 horas

- División Hidráulica: 206 horas

- Dpto. Mantenimiento Hidráulico: 587 horas

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

valores institucionales, cursos técnicos y de administración.

En el Cuadro N° 7.1, se muestra la lista de personal de operación y mantenimiento, y que

además forman parte de la organización que dirigirá el plan de contingencia.

Cuadro N° 7.1: Personal de Operación, Mantenimiento y su Ubicación

Nombre Cargo Experiencia* Ubicación

Ing. Daniel Enríquez Zamata Jefe Mantenimiento Hidráulico 5 Charcani V

Luis Rodríguez Rivera Asistente Mantenimiento Hidráulico 5 Charcani V

Estanislao Sullca Herrera Mecánico 29 Charcani V

Felipe Figueroa Alarcon Mecánico 30 Charcani V

Oscar Arispe Taborga Mecánico 29 Charcani V

Jose Luis Zegarra Barrios Mecánico 39 Charcani V

Alvaro Aguirre Arenas Mecánico 20 Charcani V

Mario Olgado Mamani Mecánico 37 Charcani VI

Martin Molina Coaguila Soldador 29 Charcani V

Lusis Caluchi Taco Electricista 29 Charcani V

Demetrio Sandoval Pineda Electricista 29 Charcani V

Edgar Barreda Parra Electrónico 29 Charcani V

Málaga Vargaya Elías Operador Charcani I 37 Charcani I

Cuba Alvis Rolando Operador Charcani I 29 Charcani I

Huamán Medina Jorge Operador Charcani III 41 Charcani III

Collado Ramos Segundo Operador Charcani I 38 Charcani I

Zegarra Pino Luis Operador Charcani II 37 Charcani II

Bejar Llaiqui José Miguel Operador Charcani II 42 Charcani II

Paredes Vásquez Luis Operador Charcani I 40 Charcani I

Sahuanay Quispe Alejandro Operador Charcani III 46 Charcani III

Otazú Vera José Operador Charcani III 38 Charcani III

Salazar Mendoza Abraham Operador Charcani III 43 Charcani III

Aroquipa Gutiérrez Honorato Operador Charcani VI 42 Charcani VI

Alarcón Rodríguez Hernán Operador Charcani VI 30 Charcani VI

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Nombre Cargo Experiencia* Ubicación

Padilla Meza Elard Jesús Operador Charcani VI 38 Charcani VI

García Rivera Jimmy Operador Charcani V 30 Charcani V

Paredes Calle Francisco Operador Charcani IV 30 Charcani IV

Ramos Bueno Vicente Operador Charcani V 30 Charcani V

Calderón Ramírez Jorge Operador Charcani V 30 Charcani V

Choco Paz Hernando Operador Charcani IV 43 Charcani IV

Manrique Luna Julio Operador Charcani IV 42 Charcani IV

Flores Huarca Jorge Operador Charcani IV 44 Charcani IV

(*)Tiempo que viene laborando ocupando dicho puesto en EGASA.

7.2.2. Facilidades para la Protección del Personal

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 hidráulicas. Las pólizas vigentes de seguros de pensión y

salud se adjuntan en el Anexo N°7.

7.3. Sistema Logístico

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

Este sistema ha sido evaluado para comprobar la capacidad de atender las situaciones de

contingencias con la prontitud y eficacia. Para ello, EGASA, cuenta con la “Norma EGASA

N° 008 - Revisión N° 3 Normas y Procedimientos de Control de Activos Fijos”, el cual

contiene diagramas de flujo que explican con claridad los procedimientos para la adquisición

de materiales, insumos y servicios, así como para reponer (luego de su uso), los repuestos y

componentes utilizados, tanto en condiciones normales de operación (compras

presupuestadas, como en caso de contingencias).

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Para más detalle, revisar el Anexo Nº 6 del presente informe.

El flujo de proceso de proceso de adquisición de equipos, repuestos y materiales se muestra

en la los cuadros siguientes.

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Cuadro N° 7.2: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Activos Fijos

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Cuadro N° 7.3: Flujo de Proceso para Recepción y Registro de Bienes Menores

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Cuadro N° 7.4: Flujo de Proceso para Movilización de Bienes Patrimoniales

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7.3.2. Unidades 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, asimismo, 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° 7.5: Relación de Unidades Móviles de EGASA – C.C.H.H.

N° Vehículo Placa Marca Modelo Asignado a

1 Camioneta pick-up

EGT-589 Nissan Navara Dpto. Mantenimiento Hidráulico /

Servicios Generales

2 Camioneta pick-up

AXS-945 Mitsubishi l200-dk-r 4x4 División Hidráulica

3 Camioneta pick-up

AXS-886 Mitsubishi l200-dk-r 4x4 Dpto. Mantenimiento Hidráulico

4 Camioneta pick-up

EGT-594 Nissan Navara División Hidráulica - Servicios

Generales

5 Camioneta pick-up

EGT-592 Nissan Navara Div. Hidráulica - Servicios Generales

6 Camión volquete

V7G-716 Scania lt-111542 Dpto. de Mantenimiento Hidráulico

7 Camioncito V7F-884 Mercedes

Benz 912/42.5 Dpto. de Mantenimiento Hidráulico

8 Camión grúa

C3W-881 Faw Grúa Dpto. de Mantenimiento Hidráulico /

Dpto de Mantenimiento Térmico

7.3.3. Acceso a las instalaciones comprometidas

EGASA tiene una gran fortaleza: las Centrales Charcani I, II, III, IV, V y VI, se encuentran

cerca de la ciudad y de su sede, por lo que su sistema logístico es simple, de menor costo y

de fácil manejo en sus instalaciones.

Todos los accesos a las instalaciones están debidamente señalizados y se hacen a través

de carretera asfaltada como acceso principal, pero también dispone de accesos carrozables

a todos los puntos geográficos en los que pudiera ocurrir una contingencia. El punto más

alejado de su sistema de generación es la Central Hidroeléctrica Charcani V, localizado a 45

minutos de la ciudad de Arequipa.

En el Anexo Nº1 se adjuntan los planos que muestran las instalaciones que se encuentran

dentro de las centrales, así como la ubicación de los equipos principales y vías de acceso.

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7.3.4. 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, anexos y radios, para

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

8. EVALUACIÓN DE RIESGOS

8.1. 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.

Gráfico N° 8.1: Diagrama de Flujo de La Gestión de Riesgo

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7.1 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° 8.2: Diagrama de Espina para Identificación y Análisis de Factores de

Riesgo Operativo

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.

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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7.2 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 Hidroeléctricas de Charcani I, II, III, IV, V y VI, tal y

como se establece en los Lineamientos para la Elaboración de los Planes de Contingencia

de Sistemas de Generación Hidroeléctrica, de la Resolución de Consejo Directivo Nº 264-

2012-OS/CD, 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° 8.1: 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 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.

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Cuadro N° 8.2: Criterios para Determinar la Probabilidad de la Contingencia

Probabilidad Descripción

Baja

Cuando las contingencia 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° 8.3: 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 8 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.

7.3 Estimación del Riesgo

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

riesgo:

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Cuadro N° 8.4: 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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Cuadro N° 8.5: 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”.

7.4 Identificación de Riesgos Operacionales y No Operacionales

La identificación de riesgos se ha realizado sobre los puntos más sensibles y críticos del

sistema de generación.

En el Cuadro N° 8.6 y N° 8.7, se identifican los Riesgos Operacionales y los Riesgos no

Operacionales de las Centrales Hidroeléctricas de EGASA, los cuales están muy

relacionados con los elementos críticos que se verán afectados.

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Cuadro N° 8.6: Riesgos Operacionales en las Centrales Hidroeléctricas de EGASA

Equipo o elemento Contingencia Causa de la contingencia

Probabilidad

de

ocurrencia

Magnitud

Tiempo de

restricción

de operación

(h)

Consecuencias

Rodete Rotura de alabes Cavitación en los rodetes Baja Extremadamente

Dañina 72

Salida Forzada de la

unidad (manual)

Sistema de lubricación Sobre calentamiento y daño de

cojinetes

Obstrucción de líneas, falla de

bombas de aceite Baja

Extremadamente

Dañina 480


unidad (manual)

Sistema de regulación Actuación deficiente, falla de control Perdida de presión, fuga de aceite

en sistema hidráulico Media Dañino 96


unidad (automática)

Inyectores

(Turbinas Pelton) Rotura de tuberías

Golpe de ariete causado por cierre

intempestivo o taponamiento de

inyectores

Baja Extremadamente

Dañina

Entre 2160 y

2880



Generador Falla de los cojinetes del generador Falla en el sistema de lubricación Baja Extremadamente

Dañina 2160



Transformador Explosión del transformador Generación de gases, sobrecarga,

cortocircuito Baja

Extremadamente

Dañina Hasta 4320

Salida forzada de la

central

Sistema de refrigeración Falta o disminución del flujo de

refrigeración

Obstrucción de líneas, falla de

bombas Baja Dañino 96



Canales Colapso de estructuras Sismo, deslizamiento del terreno,

socavación de las cimentaciones Baja

Levemente

Dañina 720



Juntas de dilatación de las

tuberías forzadas Rotura de tubería

Desplazamiento de juntas por

socavación Baja

Extremadamente

Dañina 480



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Equipo o elemento Contingencia Causa de la contingencia

Probabilidad

de

ocurrencia

Magnitud

Tiempo de

restricción

de operación

(h)

Consecuencias

Desarenadores Obstrucción de los desarenadores Derrumbes, deslizamientos,

huaycos Baja

Extremadamente

Dañina 168



Bocatomas Obstrucción de las bocatomas Derrumbes, deslizamientos,

huaycos Baja

Extremadamente

Dañina 168



Reservorios Colapso de estructuras Sismo, deslizamiento del terreno,

socavación de las cimentaciones Baja Dañina *



Tuberías o cavernas Rotura u obstrucción

Golpe de ariete (tuberías),

derrumbes y deslizamientos

(cavernas)

Baja Extremadamente

Dañina 4320



Casa de maquinas Inestabilidad de edificación Socavamiento e inestabilidad del

terreno por causa de fuerte avenida Baja

Extremadamente

Dañina *



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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Cuadro N° 8.7: Riesgos No Operacionales

Situación Instalaciones y/o

elementos afectados Contingencia

Probabilidad de

ocurrencia Magnitud

Tiempo de

restricción de

operación (h)

Consecuencias

Sismo de gran

intensidad

Edificación sala de

control Colapso de edificación Baja

Extremadamente

Dañina (**) Unidades fuera de control

Casa de máquinas Colapso de edificación Baja Extremadamente

Dañina (**) Unidades fuera de control

Estructuras de

conducción

Colapso de estructuras de

conducción Baja Levemente Dañina (**)

Inundación de los alrededores y posibles

cortocircuitos

Embalses Agrietamiento/ colapso de

estructuras hidráulicas Baja

Dañina (**) Inundación de aguas abajo

Transformador

principal Cortocircuito entre fases Baja

Dañina (**) Parada forzada de la unidad

Patio de llaves Choque entre fases, aisladores Baja Dañina

(**) Cortocircuito

Creciente

extraordinaria del rio

chili*

Instalaciones

internas Inundación Baja Dañina (**) Daños a instalaciones

Derrumbes, huaycos,

deslizamientos

Estructuras

hidráulicas Obstrucción o daños a estructuras Baja

Extremadamente

Dañina (**) Central fuera de servicio por largo periodo

Vías de acceso

Atrapamiento por derrumbes en

carreteras de acceso a centrales

Hidroeléctricas

Media Levemente Dañina (**) Restricción del acceso a las centrales

Obras civiles Sepultamiento de equipos e

instalaciones Baja

Extremadamente

Dañina (**) Central fuera de servicio por largo periodo

(*) Se considera que solo las centrales hidroeléctricas más cercanas al cauce del rio se verán afectadas.

(**)Según la magnitud del fenómeno.

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9. ELEMENTOS CRÍTICOS Y SITUACIONES CRÍTICAS

9.1. Elementos Críticos y Situaciones Críticas Operacionales

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

generación, se ha determinado los elementos críticos presentes. El Cuadro N° 9.1, muestra

la lista de elementos críticos que corresponde a los sistemas de generación con Turbinas

Hidráulicas.

Cuadro N° 9.1: Elementos críticos de las Centrales Hidroeléctricas

Componente Elemento critico Situación crítica

Turbina

Rodete Rotura de alabes

Sistema de lubricación Sobre calentamiento y daño de

cojinetes

Sistema de regulación Actuación deficiente, falla de control

Inyectores (Pelton) Rotura de tuberías

Generador Falla de los cojinetes del generador

Auxiliares

Transformador principal Explosión del transformador

Sistema de refrigeración Obstrucción o disminución del flujo de

refrigeración

Obras civiles

Canales Colapso de estructuras

Juntas de dilatación de las tuberías forzadas

Rotura de tubería

Desarenadores Obstrucción de los desarenadores

Bocatomas Obstrucción de las bocatomas

Reservorios Colapso de estructuras

Tuberías o cavernas Rotura de tuberías u obstrucción de

cavernas

Casa de maquinas Inestabilidad de edificación

Para mayor detalle ver el Anexo N° 9.

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7.5 Situaciones Críticas No Operacionales

El Cuadro N° 9.2, muestra la lista de Situaciones Críticas No Operacionales a las que están

expuestas las centrales hidroeléctricas de EGASA, estas servirán para definir los Planes de

Acción.

Cuadro N° 9.2: Situaciones Críticas No Operacionales en las Centrales Hidroeléctricas

Causas de la Contingencia Situación critica

Sismo de gran intensidad

Colapso Sala de Control

Colapso de Casa de Maquinas

Colapso de estructuras de conductos forzados

Agrietamiento/ colapso de estructuras hidráulicas

Daños en el transformación principal

Colapso de torres de transmisión

Choque entre fases, aisladores en el patio de llaves

Creciente extraordinaria del rio

chili* Inundación de instalaciones internas

Derrumbes, huaycos,

deslizamientos

Obstrucción o daños a estructuras hidráulicas

Atrapamiento por derrumbes en carreteras de acceso a

centrales Hidroeléctricas

Sepultamiento de equipos e instalaciones

Para mayor detalle ver el Anexo N° 9.

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10. PLANES DE ACCIÓN PARA RECUPERAR EL SERVICIO

Para cada uno de los elementos y situaciones críticas identificadas se ha elaborado un plan

de acción que permite solucionar 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° 10.1: Planes de Acción para Elementos Críticos de las Centrales

Hidroeléctricas

Componente Código Elemento critico

Turbina

EC-TH-1 Rodete

EC-TH-2 Sistema de lubricación

EC-TH-3 Sistema de regulación

EC-TH-4 Inyectores (Pelton)*

EC-TH-5 Generador

Auxiliares EC-TH-6 Transformador principal

EC-TH-7 Sistema de refrigeración

Obras civiles

EC-TH-8 Canales

EC-TH-9 Juntas de dilatación de las tuberías forzadas

EC-TH-10 Desarenadores

EC-TH-11 Bocatomas

EC-TH-12 Reservorios

EC-TH-13 Tuberías o cavernas

EC-TH-14 Casa de maquinas

(*) Solo para Charcani V.

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 las Centrales Charcani I, II, III, IV, V y VI.

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Cuadro N° 10.2: Planes de Acción para Contingencia No Operacionales de las

Centrales Hidroeléctricas

Causas de la Contingencia Código Situación critica

Sismo de gran intensidad

NOP-1 Colapso Sala de Control

NOP-2 Colapso de casa de máquinas

NOP-3 Colapso de estructuras de conductos forzados

NOP-4 Agrietamiento/ colapso de estructuras hidráulicas

NOP-5 Daños en el transformación principal

NOP-6 Colapso de torres de transmisión

NOP-7 Choque entre fases, aisladores en el patio de llaves

Creciente extraordinaria del rio Chili NOP-8 Inundación de instalaciones internas

Derrumbes, huaycos, deslizamientos

NOP-9 Obstrucción o daños a estructuras hidráulicas

NOP-10 Atrapamiento por derrumbes en carreteras de

acceso a centrales Hidroeléctricas

NOP-11 Sepultamiento de equipos e instalaciones

La secuencia de acciones a seguir para cada caso, se recompilan en el Anexo N° 9

11. ADMINISTRACIÓN DEL PLAN DE CONTINGENCIA

OPERATIVO

11.1. Organización 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 el Gráfico N° 11.1.

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Gráfico N° 11.1: Organización que dirigirá el plan de contingencias.

11.2. Descripción de Funciones Básicas

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

administra y ejecuta el plan de contingencia operativa.

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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.

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.

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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.

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.

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g) Jefe de División Hidráulica

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 hidráulica Charcani I, II, III, IV y V. Son funciones del Jefe de

División Hidráulica:

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

Hidráulico 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 Hidráulico

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 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.

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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 Hidráulico, colabora con las funciones a

realizar por el Jefe de Dpto. de Mantenimiento Hidráulico.

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° 11.1, 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° 11.1: 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 del Dpto. de Telecontrol y

Comunicaciones 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 - - - - - Jefe del Dpto. de

Logística

Jefe de División Hidráulica

Javier Pineda Gamarra 2240 958319655 Jefe de División

Hidráulica

Jefe Dpto. Mantenimiento

Hidráulico Daniel Enriquez Zamata 180

# 951299617

Jefe Dpto. Mantenimiento

Hidráulico

Málaga Vargaya Elías Operador Charcani I 111# - - - - -

Personal de Operaciones

Cuba Alvis Rolando Operador Charcani I 111# - - - - -

Huamán Medina Jorge Operador Charcani I 117# - - - - -

Collado Ramos Segundo

Operador Charcani I 117# - - - - -

Zegarra Pino Luis Operador Charcani II 112# - - - - -

Bejar Llaiqui José Miguel

Operador Charcani II 112# - - - - -

Paredes Vásquez Luis

Operador Charcani II 112# - - - - -

Sahuanay Quispe Alejandro

Operador Charcani III 113# - - - - -

Otazú Vera José Operador Charcani III 113# - - - - -

Salazar Mendoza Abraham

Operador Charcani III 113# - - - - -

Huapaya Arias Jesús Operador Charcani III 113# - - - - -

Aroquipa Guitierrez Honorato

Operador Charcani IV 114# - - - - -

Alarcon Rodriguez Hernán


Padilla Meza Elard Jesús


García Rivera Jimmy Operador Charcani V 115# - - - - -

Paredes Calle Francisco

Operador Charcani V 115# - - - - -

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Cargo Nombre y Apellidos Anexo* Celular Función en el PCO

Ramos Bueno Vicente Operador Charcani V 115# - - - - -

Calderón Ramírez Jorge

Operador Charcani V 115# - - - - -

Choco Paz Hernando Operador Charcani VI 116# - - - - -

Manrique Luna Julio Operador Charcani VI 116# - - - - -

Flores Huarca Jorge Operador Charcani VI 116# - - - - -

Estanislao Sullca Herrera

Mecánico 115# - - - - -

Personal de emergencias

Felipe Figueroa Alarcón

Mecánico 115# - - - - -

Oscar Arispe Taborga Mecánico 115# - - - - -

José Luis Zegarra Barrios

Mecánico 115# - - - - -

Álvaro Aguirre Arenas Mecánico 115# - - - - -

Mario Olgado Mamani Mecánico 116# - - - - -

Martin Molina Coaguila Soldador 115# - - - - -

Lusis Caluchi Taco Electricista 115# - - - - -

Demetrio Sandoval Pineda

Electricista 115# - - - - -

Edgar Barreda Parra Electrónico 115# - - - - -

(*) Central telefónica: (+51 – 54) 383838. (#) Anexos IP.

11.3. Procedimiento para Declarar la Situación de Contingencia

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.

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- 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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Gráfico N° 11.2: Procedimiento de declaración de contingencias

Una vez declarada la situación de contingencia, el Coordinador General, convocará a los

miembros de su organización con quienes pondrá en marcha el Plan de Contingencia, Y los

Planes de Acción requeridos hasta restablecer las condiciones normales del servicio.

11.4. 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.

Los teléfonos disponibles son:

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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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° 11.3: Notificación a OSINERGMIN.

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12. CONCLUSIONES

- Las Centrales Charcani I, II, III, IV, V y VI, están expuestas a una serie de riesgos

naturales, tecnológicos y/o sociales; sin embargo, de ellos, los que representan mayor

significancia vienen a ser los causados por fenómenos naturales, pues se pueden

generar contingencias importantes.

- 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 las Centrales Charcani I, II, III, IV, V y VI,

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 cada planta, y uno centralizado en Charcani V, que cuenta 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 que brindan asesorías especializadas y;

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.

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

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

consumibles.

- 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

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movilizados de modo tal que el tiempo de interrupción de suministro, reposición y/o

reemplazo de componentes es minimizado.

- El tiempo de restablecimiento de las condiciones normales de operación es menor a 24

horas en la mayoría de los casos.

- Es notoria la salida controlada de los grupos en época de lluvias, para evitar el ingreso

de solidos al interior de las turbinas y sus sistemas auxiliares.

- Se han identificado 14 elementos críticos, asociados a 14 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. Además cada una de las contingencias identificadas, cuenta

con un plan de acción para atenderla.

- Los fenómenos naturales con mayor repercusión en los sistemas de generación son los

sismos de gran intensidad, la creciente extraordinaria del rio Chili, derrumbes, huaycos y

deslizamientos; por esta razón se han contemplado las medidas necesarias para reducir

su impacto en los planes de contingencia.

- La contingencia de mayor impacto y de alto costo se da cuando ocurre un sismo de gran

intensidad el cual podría dañar seriamente las instalaciones, especialmente las

edificaciones (sala de control, casa de máquinas, etc.), los depósitos de almacenamiento

(presas, embalses, diques, etc.) y las turbomáquinas (turbinas hidráulicas).

- Otras contingencias de gran impacto son las provocadas por las inundaciones (a

consecuencia de las lluvias), o las que podrían originarse por acciones de terceros, los

que pueden también dañar también severamente las instalaciones; sin embargo, debido

al sistema de seguridad implementado por EGASA el riesgo es bajo.

- 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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