Apuntes de Cátedra
Tema Nº1: Sistemas Eléctricos de Potencia
Generalidades de generación
Las etapas técnicas que definen a un “Sistema Eléctrico de Potencia” o una “Red Eléctrica”, que
se compone de tres partes principales; las Centrales Generadoras, las Líneas de Transmisión y las Redes
de Distribución.
Las centrales generadoras se sitúan por lo general en lugares geográficos en donde se encuentra
la fuente de energía primaria; y son a grandes rasgos las encargadas de transformar esa energía primaria
en energía eléctrica y acondicionarla para su trasmisión.
Las líneas de transmisión constituyen los eslabones de conexión entre los centros generadores y
las redes de distribución y consumo, es decir, los centros urbanos donde habitan las personas.
Una red de distribución es la encargada de hacer llegar la energía eléctrica a cada hogar, comercio
e industria. Las redes de distribución las podemos clasificar en dos grupos, una de ellas sería la red de
distribución principal que distribuye la energía en media tensión (13,2kV) y una red de distribución
secundaria o de usuario, que distribuye la energía en 380/220V de corriente alterna, 50Hz, en la República
Argentina.
En un principio, estos sistemas eléctricos funcionaban en forma separada, a medida que la
demanda de energía fue aumentando, surgió la interconexión de los distintos sistemas. La interconexión
es ventajosa económicamente debido a que se necesita menor número de máquinas de reserva para
atender a las cargas puntas (capacidad de reserva) y a que funcionan menor número de máquinas sin
carga para tener en cuenta las repentinas e inesperadas elevaciones del consumo (reserva en carga). La
reducción de máquinas se hace posible, porque, generalmente, una compañía puede pedir a otra la
potencia adicional que necesite.
La interconexión, además, permite a las empresas aprovechar las fuentes de energía más
económicas, pudiendo ser más barato a una compañía el comprar energía que producirla en una central
anticuada. La interconexión se ha incrementado de tal manera, que se ha convertido en rutinario cambio
de energía entre las redes de diferentes compañías.
La interconexión planteó muchos problemas nuevos, de los cuales se han resuelto la mayor parte;
incrementa la intensidad de corriente en la red cuando se produce un cortocircuito y exige la instalación
de interruptores de mayor corriente nominal. La perturbación causada por un cortocircuito en un sistema
puede extenderse a los con él interconectados, a menos que se hayan previsto, en el punto de
interconexión, los adecuados sistemas de protecciones (relés e interruptores automáticos, etc.).
Las redes interconectadas no solo tienen que tener la misma frecuencia nominal, sino que los
generadores síncronos de una red deben estar en fase con los de las demás.
La programación del funcionamiento, perfeccionamiento y expansión de una red eléctrica exige el
estudio de cargas, de estabilidad y el cálculo de fallos (cortocircuitos).
Transmisión, distribución y consumo
Para lograr el objetivo de llevar energía eléctrica a cada usuario existen diferentes tipos de
instalaciones que debemos estudiar y conocer;
Líneas de Alta Tensión (L.A.T.):
En su concepción básica, las Líneas de Alta Tensión están constituidas por tres conductores (en
los sistemas trifásicos) que se extienden a lo largo de una “traza” que conecta dos puntos de interés.
Existen dos maneras principales de materializar éste concepto en la práctica, la más popular por su bajo
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costo y fácil mantenimiento es la Línea Aérea de Alta Tensión en la que los conductores en cuestión están
soportados en el aire a través de sucesivas estructuras.
La otra manera que satisface nuestro objetivo de transmitir la energía es a través de conductores
especialmente diseñados y que se tienden de manera subterránea, dando lugar a las conocidas Líneas
Subterráneas de Alta Tensión.
Parques de Interconexión (P.I.)
Son aquellas instalaciones electromecánicas y obras civiles asociadas destinadas a la maniobra
de las Líneas de Alta Tensión, es decir que en un Parque de Interconexión existen Líneas de Alta Tensión
que aportan energía a sus barras, y a través de los elementos de maniobra, ésta energía es redireccionada
a los destinos que nos lo demande.
Estaciones Transformadoras (E.T.):
Las Estaciones Transformadoras poseen los mismos elementos de maniobra y capacidades
técnicas que los Parques de Interconexión, pero la principal diferencia es que poseen “transformadores de
potencia” y éste nos permite maniobrar esa “energía” en diferentes niveles de tensión y así poder atender
demandas de energía de diferentes envergaduras.
Centrales Eléctricas (C.E.):
Están compuestas por edificio principal al que comúnmente se lo llama “casa de máquinas” en el
que se albergan los grupos generadores, y anexo a éste instalaciones asociadas para su control, operación
y protección.
Niveles de tensión
La siguiente tabla nos resume cómo se clasifican los niveles de tensión dentro de un sistema
eléctrico, sus usos, y ejemplos de empresas que manejan cada uno de éstos niveles de tensión en el país.
Los niveles de tensión normalizados más comunes son:




Consumo: 380/220 V (BT)
Distribución: 380/220V (BT), 13,2kV, 33kV (MT)
Transmisión: 33kV, 66kV, 132kV, 220kV, 330kV, 500kV, 750kV.
Generación: 13,2kV; 13,8kV; 6,5kV. Generalmente media tensión, y el nivel dependerá
del tipo de máquina y fuente de energía primaria que se utilice.
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Diagrama de carga diaria
Es una gráfica que representa cómo varía la potencia que demanda del sistema en el tiempo. El
siguiente es el diagrama de carga diaria correspondiente al total del Sistema Argentino de Interconexión.
En éste diagrama de carga diaria pueden observarse dos picos: uno que suele producirse
alrededor de las 10 a 12 horas y el otro se produce entre las 20 a las 22 horas, haciendo constar que éstos
picos mencionados se han expresados en forma general, ya que en la realidad pueden variar cuando se
producen, esto en función de la época del año; además se observa momentos en que la demanda decrece
sensiblemente que son los denominados valles del sistema, por ejemplo, entre las la 01 las 6 am.
Potencia máxima, media y mínima
En tanto se vaya desarrollando la asignatura, veremos que existen, dentro de los diferentes tipos
de centrales, algunas de mayor capacidad de reacción que otras, diferencias de precio de la energía
dependiendo de la fuente primaria, y aspectos técnicos que hacen a la versatilidad o no de una central, y
por lo tanto se definirá su utilización y momentos en los cuales se hacen partícipes del aporte de energía
al sistema estratégicamente.
Para esclarecer éste concepto definiremos tres potencias y qué consecuencias técnico
económicas tienen cada una:
Potencia máxima:
Es, como su nombre lo indica, la máxima potencia que el sistema demanda cada día; éste dato es
estadístico y varía para cada día y con el pasar de los años; en la temporada estival debido a las altas
temperaturas se presenta máximo valor de consumo de energía del SADI, por ejemplo, para el 08 de
agosto del 2017, en la Argentina se llegó a consumir 19050 MW alrededor de las 20:45 hr.
Ésta potencia nos sirve para proyectar el sistema eléctrico, de modo que tenga siempre una
potencia instalada mayor a la demanda máxima que se tenga en los sucesivos años, y haciendo una
proyección futura poder hacer un plan de inversiones nacional.
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Potencia media:
Por definición es la energía total que se consume en un día en el SADI, dividida las 24 hs que éste
posee, analíticamente será:
24
𝐸𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 = ∫ 𝑃 ∗ 𝛿𝑡
(𝑘𝑊ℎ)
0
La integración de la potencia activa por el diferencial de tiempo, comprendido entre las 0 y las
24hr.
En tanto…
𝑃𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 =
𝐸𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎
24ℎ𝑟
Potencia mínima
Por definición es el menor valor de Potencia Activa que requiere el SADI, para mantener los
servicios mínimos del país, se da en horas de la noche donde las cargas activas del país se deben en
mayor parte a la iluminación pública y a las industrias continuas que sus procesos industriales no admiten
la interrupción, por ejemplo las siderurgias.
Centrales de base
Serán aquellas que producirán las grandes masas de energía del sistema, es decir, atenderán la
demanda sostenida del sistema (Potencia Mínima). Normalmente se utilizan como centrales de base las
grandes centrales térmicas, las que se operan a pleno obteniéndose el máximo rendimiento de las
instalaciones, se busca disminuir el costo del kWh en el que tiene gran incidencia el consumo de
combustible; de este modo además se evita las paradas y puesta en marcha que inciden notablemente
sobre la vida útil de cualquier central térmica, teniéndose presente además la inercia que poseen en
general las instalaciones generadoras de vapor.
Se utilizan también como centrales de base las nucleares, con idéntico análisis que efectuamos
para las térmicas, y también se usan de base las grandes centrales hidroeléctricas de agua corriente (Ríos
con caudal importante, con agua prácticamente permanente), las que se complementan con las anteriores
obteniéndose un precio promedio aceptable del kWh generado.
Centrales de punta
Los incrementos o picos de la demanda son atendidos en forma progresiva por las denominadas
centrales de punta, las que se van acoplando al sistema en forma paulatina: primero se operan las
centrales hidráulicas medianas y chicas las que en pocos minutos están en condiciones de afrontar cargas
y por último se utilizan las turbinas de gas y motores diésel, instalaciones estas que funcionan muy pocas
horas por su elevado costo de explotación y mantenimiento.
En horas de la noche, cuando los valles de la curva diaria de demanda están por debajo de la
potencia mínima que generan las centrales de base, pueden entrar a funcionar como bomba las centrales
de bombeo, aprovechando el bajo costo de la energía a éstas horas y acumulando ésta última en forma
de altura de agua para que cuando la curva diaria de demanda llegue a los picos se “venda” esa energía
acumulado a un precio mayor.
Factor de carga
El factor de carga es el cociente entre la energía demandada en un período de tiempo dado, y la
energía teórica que obtendríamos si durante ese período la potencia demandada fuera la máxima. Para
verlo de una manera más clara, veremos la demostración analítica:
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Donde:
𝑡
𝐸𝐷 = ∫ 𝑃 ∗ 𝛿𝑡
0
La energía demandad es la integral de la potencia por un diferencial de tiempo, entre 0 y t. El
período de tiempo a estudiar sería t, es decir, si quisiéramos obtener la energía demandad diaria, t = 24hr,
por lo que la energía demandad sería Ediaria, vista anteriormente.
Por lo tanto, el factor de carga será:
𝑡
𝐹𝐶 =
∫0 𝑃 ∗ 𝛿𝑡
𝑃𝑚𝑎𝑥 ∗ (𝑡 − 0)
En consecuencia tendremos un factor de carga diario…
24
𝐹𝐶𝐷 =
∫0 𝑃 ∗ 𝛿𝑡
𝑃𝑚𝑎𝑥 ∗ 24ℎ𝑟
… y un factor de carga anual:
8760
𝐹𝐶 =
∫0
𝑃 ∗ 𝛿𝑡
𝑃𝑚𝑎𝑥 ∗ 8760ℎ𝑟
Costos y Tarifas
El precio de la energía comercializada por una central está determinado por los costos de
producción de la misma que se pueden dividir en dos:
a) Costos fijos
b) Costos variables.
Los costos fijos: son los derivados de la amortización del capital, intereses y gastos administrativos
(seguros, impuestos, etc.). Estos costos son independientes de la producción de la usina.
Los costos variables: son los que se producen como consecuencia directa de la generación de energía,
es decir, dependerán de la carga y se deben especialmente a los combustible, además citemos, lubricantes
y una mayor o menor mano de obra para la explotación y mantenimiento.
Los costos fijos los calculamos de la siguiente manera:
𝐶𝑓 = 𝑃𝑖 ∗ 𝐶𝑘𝑊 ∗ 𝑝
Donde:
𝑃𝑖 = 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 [𝑘𝑊]
𝐶𝑘𝑊 = 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑘𝑊 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑜
𝑝 = 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑞𝑢𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑒𝑚𝑝𝑙𝑎 𝑙𝑎 𝑎𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑒 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑒𝑠𝑒𝑠
Por otra parte, tendremos los costos variables;
𝐶𝑣 = 𝑃𝑖 ∗ 𝑡𝑢 ∗ 𝐶𝑐
Donde:
𝑡𝑢 = 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑢𝑡𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝐶𝑐 = 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑘𝑊ℎ 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒, 𝑙𝑢𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒, 𝑒𝑡𝑐 )[$/𝑘𝑊ℎ]
En consecuencia, los costos anuales de una central serán:
𝐶𝐴 = 𝐶𝑓 + 𝐶𝑣 = 𝑃𝑖 ∗ 𝐶𝑘𝑊 ∗ 𝑝 + 𝑃𝑖 ∗ 𝑡𝑢 ∗ 𝐶𝑐
𝐶𝐴 = 𝑃𝑖 ∗ (𝐶𝑘𝑊 ∗ 𝑝 + 𝑡𝑢 ∗ 𝐶𝑐 )
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Por lo tanto, para saber el costo de la potencia de una central quedaría proceder dividiendo el costo anual
por la Potencia máxima instalada:
𝐶𝑘𝑊 =
𝑃𝑖 ∗ (𝐶𝑘𝑊 ∗ 𝑝 + 𝑡𝑢 ∗ 𝐶𝑐 )
𝑃𝑖
𝐶𝑘𝑊 = 𝐶𝑘𝑊 ∗ 𝑝 + 𝑡𝑢 ∗ 𝐶𝑐
Y el costo de la unidad de energía será:
𝐶𝑘𝑊ℎ =
𝐶𝑘𝑊 𝑃𝑖 ∗ (𝐶𝑘𝑊 ∗ 𝑝 + 𝑡𝑢 ∗ 𝐶𝑐 )
=
𝑡𝑢
𝑃𝑖 ∗ 𝑡𝑢
𝐶𝑘𝑊ℎ =
𝐶𝑘𝑊 ∗ 𝑝 + 𝑡𝑢 ∗ 𝐶𝑐
𝑡𝑢
𝐶𝑘𝑊ℎ =
𝐶𝑘𝑊 ∗ 𝑝
+ 𝐶𝑐
𝑡𝑢
Se observa que cuanto mayor es el tiempo de utilización de una central, tanto menor es el costo
del kWh. Para cada tipo de central térmica o hidráulica se tendrá distintas curvas de gastos anuales. De
acuerdo al tiempo de utilización de un sistema, será conveniente la radicación de una u otro tipo de central
de energía.
En función del valor del tiempo de utilización de un sistema se hará funcionar las centrales como
de punta o como de base, buscándose siempre la mayor economía en la explotación.
Operación y/o explotación de los distintos sistemas
Los Sistemas Eléctricos, por cuestiones técnico-administrativas se separan en subredes, para el
caso de nuestro país y el SADI, existe un nivel de tensión principal que es de 500kV, y el resto de las
subredes son respectivamente en niveles de tensión de 220kV, 132kV, 66kV, y 33kV para transmisión y
13,2 kV para generación y distribución. Los alimentadores finales que llegan a los usuarios, son de
220/380V de 50Hz en la mayoría de los Sistemas Eléctricos del mundo, aunque algunos países utilizan
110/200V a 60Hz.
Sistema Interconectado Regional (SIR)
Debido a las ubicaciones geográficas de los centros de generación y consumo, cuando en la
historia se fueron creando los sistemas eléctricos, naturalmente se interconectaron las centrales y
ciudades que geográficamente estaban poco distanciadas, esto dio lugar a las llamadas “islas eléctricas”
u oficialmente conocidas como “regiones eléctricas”, que en el caso de nuestro país son las siguientes;









Gran Buenos Aires (GBA)
Buenos Aires (BA)
Litoral (LIT)
Centro (CEN)
Noreste Argentino (NEA)
Noroeste Argentino (NOA)
Cuyo (CY)
Comahue (COM)
Patagonia (PAT)
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Representación de los Sistemas Eléctricos
Existen diferentes maneras de representar los sistemas eléctricos, en general podríamos hablar
de dos principales que son la “Representación Geográfica” y “La Representación Unifilar”, en ambas se
pueden colorear los diferentes elementos de la representación de acuerdo, por ejemplo, al propietario, o a
los niveles de tensión.
También existen otras representaciones más complejas como por ejemplo la “Representación
Trifilar”, que se utiliza cuando se requiere más detalle del sistema eléctrico, por ejemplo, para analizar
fallas monofásicas.
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El siguiente, es el “esquema geográfico por propietario” de la región CUYO
La operación del sistema eléctrico regional Cuyo, se realiza a través de tres Centros de
Telecontrol Zonales (CTZ),



CTZ Norte (Ubicado en ET San Juan en la ciudad homónima)
CTZ Centro (Ubicado en ET Cruz de Piedra en Maipú, Mendoza)
CTZ Sur (Ubicado en Los Reyunos, San Rafael, Mendoza)
Cada uno de estos CTZ cumple la función de concentrar las informaciones tanto de transmisión
como de recepción referidas a telemetría, control, comando, telecomando, alarmas, etc; y luego de un
proceso de selección y filtrado, se envía toda ésta información al Centro de Telecontrol Regional ubicado
en Guaymallén, Mendoza, hoy a cargo de la empresa Distrocuyo.
Sistema Interconectado Nacional (SIN)
De manera análoga al SIR; el Sistema Interconectado Nacional (SIN), o también conocido como
Sistema Argentino de Interconexión (SADI), fue el encargado de justamente interconectar las “islas
eléctricas” en un solo gran sistema interconectado, debido a las grandes distancias que existen entre las
regiones y por la extensión geográfica del país, se decidió hacer el SIN en 500kV te tensión nominal.
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Cada Sistema Regional tiene su Centro de Telecontrol Regional (CTR), y cada uno de éstos debe
reportar los datos de operación de las Centrales, Estaciones Transformadoras y Líneas de Alta Tensión
de su incumbencia, a un gran Centro de Telecontrol Nacional ubicado en Rosario, provincia de Santa Fé,
y conocido como el “Centro Nacional de Despacho” operado a la fecha por la Compañía Administradora
del Mercado mayorista Eléctrico”, CAMMESA.
Consignaciones
Este procedimiento tiene por objeto definir las pautas y registros que debe tener en cuenta el jefe
de maniobras para consignar las instalaciones y la emisión de la correspondiente autorización de trabajo,
en forma adecuada. La consignación propiamente dicha es la forma administrativa de llevar a cabo una
intervención segura de una instalación de alta tensión.
El primer formulario que se debe llenar, y esto varía de empresa en empresa, es la Orden de
Trabajo, en la cual, días antes a la intervención se debe completar colocando en él datos como qué
trabajos se realizarán, los materiales e insumos a utilizar, las personas que realizarán el trabajo, los
vehículos para el traslado, las herramientas necesarias, etc.
Además se deja realiza en el Análisis de Trabajo Seguro, que consiste en anotar y prever los
elementos de protección personal que se necesitarán para las tareas específicas que se realizarán, y
además hacer un análisis de riesgos que puedan surgir de la mencionada tarea.
Orden de Trabajo con su
Análisis de Trabajo Seguro
en la parte inferior
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Una vez programado el trabajo, ya el día estipulado en la Orden de Trabajo y en el sitio de trabajo,
se procede a realizar efectivamente la consignación de la instalación, para el ejemplo veremos la
consignación de una LAT, se procede a completar la planilla conocida como Autorización de Trabajos,
la misma se va llenando mediante una comunicación telefónica con el Centro de Telecontrol (CTR) y en
ella se deja registro de quién es el responsable de maniobras, y el responsable de los trabajos, quienes
estarán encargados de velar por la seguridad de las personas y que se cumpla con las buenas prácticas
en la operación.
Además el formulario posee una especie de “check list” donde se deja registrado qué acciones de
seguridad se toman (Puesta a tierra adicional, anulación de recierre, demarcación de la zona de trabajo,
etc.), y algunas cuestiones básicas como si se interviene un equipo en servicio, con tensión o sin tensión,
etc.
Autorización de Trabajo
Finalmente, se procede ahora sí a la baja del servicio en la LAT a intervenir, es decir a la
apertura en ambos extremos de la misma. Existe entonces una tercera planilla que se debe completar en
el momento que se va dando cada maniobra, y esto es estricto porque con ésta acción nos aseguramos
de no saltearnos pasos ni modificar el orden lógico en el que deben realizarse.
Planilla de maniobras
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Orden de maniobras para la apertura segura de una LAT


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







Los primero que se hace previo a cualquier maniobra es delimitar la zona de trabajo, con cintas,
vallado, y cartelería. Tanto en la playa de alta tensión como en los tableros afectados a la LAT en
cuestión.
Ahora sí se realiza la primera operación que es la apertura del interruptor, se hace en ambos
extremos, no necesariamente en simultáneo, pero ésta maniobra se realiza con todo el personal
de la estación resguardado en el edificio de comando, y por telecomando, desde el CTR se hace
la apertura.
En segundo lugar se realiza la apertura del seccionador de barras que esté conectado y la
verificación de que realmente esté abierto el otro seccionador de barras, esto se puede hacer
mediante telecontrol o de manera local, indistintamente.
Bloqueo del telecomando; en las estaciones existe, para cada campo, una llave denominada T/D
en referencia a las palabras Telecomando/Distancia, la misma, si se coloca en la posición D,
bloquea las señales de cualquier tipo que provengan del CTR, es decir, que ese campo en cuestión
se queda sin telecomando, aunque el telecontrol y las mediciones siguen viéndose desde el Centro
de Control.
Bloqueo de los seccionadores de barra, esto se realiza de dos maneras en simultáneo, en primer
lugar se colocan trabas mecánicas, generalmente candados, cuyas llaves las conserva el jefe fe
maniobras, y en segundo lugar se extraen los fusibles y se les corta la energía a los motores que
se encargan de abrir y cerrar los seccionadores de manera remota. De ésta manera nos
aseguramos de que no exista la posibilidad de un cierre por error de los seccionadores de barra.
Apertura del seccionador de línea, se realiza de manera local a pie de seccionador y se realiza el
bloqueo correspondiente.
Verificación de ausencia de tensión. Se realiza mediante la utilización de un kilovoltímetro, que es
un instrumento que mide presencia de campo eléctrico.
Además se bloquean los seccionadores de barra de los campos aledaños de toda la estación,
incluidos los seccionadores de barras del campo de acoplamiento.
Si los hubiere, se cierran los seccionadores de tierra para conectar la instalación a tierra mediante
éstos elementos.
Colocación de tierras adicionales, en donde se considere que existe carencia de puesta a tierra,
se colocan “tierras portátiles” para así delimitar la zona de trabajo eléctricamente.
Por último se colocan letrero de “No operar” como lo de la foto que sigue en todos los tablero
afectado a la LAT que se está interviniendo, aclarando número de consignación, fecha, jefe de
maniobras y jefe de trabajos.
Tarjetas magnéticas de No Operar
En éste momento el Jefe de Maniobras, autoriza al Jefe de Trabajos a comenzar con los trabajos
programados para la jornada, y éste último asume de ahora en más las responsabilidades de lo que se
realice en la estación.
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Cese de Trabajos
Una vez finalizadas las tareas previstas, el Jefe de Trabajos declara el Cese de Trabajos y lo
informa al Jefe de Maniobras, quien hace posesión nuevamente de la consignación de la línea. Éste se
comunica con el Centro de Control y solicita la desconsignación, anunciándole que el Jefe de Trabajos le
dio el cese de trabajos y ninguna persona está realizando ninguna tarea.
Es en éste momento cuando desde el Centro de Control se solicita al Jefe de Maniobras que
prepare la LAT para ponerla en servicio nuevamente, entonces lo que se debe hacer es simplemente
seguir los pasos mencionados anteriormente, pero tomando las acciones desde la última hasta llegar a la
primera, es decir, primero retirando las tierras adicionales, hasta cerrar el seccionador de barras.
Cuando el campo está preparado para cerrar la LAT, es el Centro de Control quien se encarga de
esto último, haciendo primero el cierre de un extremo de la LAT, cualquiera de los dos según crea
conveniente el operador, produciéndose así el “tensionado de la LAT”, luego y para dejar definitivamente
en servicio la LAT, se hace el “cierre de anillo” cerrando el otro interruptor.
Antes de retirarse las personas de las Estaciones Transformadoras, deben esperar a que la línea
“tome carga” y verificar el correcto funcionamiento del instrumental de la ET.
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