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Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.

Dirección Programación de la

Operación - Plenaria

Operadores de Red - SIN

Todos

los

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chos

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rvados

para

XM

S.A

. E.S

.P.

Lunes 23 de Octubre de 2017

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Planeación de Corto Plazo

Desconexión de Equipos en

el STN y STR1. Generalidades

2. Marco Regulatorio para las Consignaciones Nacionales3. Tiempos para solicitud y estudio de una Consignación

Nacional en el CND.

4. Solicitud de una Consignación Nacional en el SNC.

5. Descripción General de Análisis Eléctrico en el CND.

1. Generalidades

Desconexión de Equipos en el STN y STR

“Una red con el debido mantenimiento es una red confiable, una red confiable es una de las principales condiciones para una prestación óptima del servicio de energía a los colombianos”.

“La planeación de mantenimientos a largo y mediano plazo facilita una operación del sistema eléctrico de manera segura, económica y confiable”.

PROCESO GENERAL DE UNA CONSIGNACIÓN NACIONAL

Propuesta de trabajos por mantenimiento sobre un equipo del SIN.

Evaluación de los riesgo y medidas de seguridad para el personal, los equipos a intervenir y la red eléctrica circundante.

Ingreso de una Consignación Nacional.

Evaluación de seguridad del SIN por parte del CND ante el mantenimiento.

Preparación del SIN ante la condición topológica declarada en la consignación.

Ejecución de los trabajos.

Número de consignaciones semanales

2. Marco Regulatorio para Consignaciones Nacionales

CREG 025 de 1995: Código de Redes.

CREG 080 de 1999: Funciones de planeación, coordinación supervisión y control entre el Centro Nacional de Despacho

(CND) y los agentes del SIN.

CREG 063 DE 2000: Criterios para la asignación entre los agentes del SIN de los costos asociados con las

Generaciones de Seguridad.

CREG 065 DE 2000: Adición y/o modificación de disposiciones contenidas en el Código de Redes

CREG 097 DE 2008: Principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los

Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local.

CREG 011 DE 2009: Metodología y fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía

eléctrica en el STN.

Acuerdo CNO 963 de 2017: Procedimientos técnicos para la coordinación de mantenimientos de equipos del -SIN- que

implican Consignación Nacional.

CREG 093 Y 094 de 2012: Reglamento para reporte de eventos y procedimiento para cálculo de ENS y otras

disposiciones relacionadas con la calidad del servicio en el STR y STN

3. Tiempos para solicitud y estudio de una Consignación Nacional

Plan Semestral de Mantenimientos (PSM)

Plan Anual de Mantenimiento (PAM)

00:00 23:59

1° Septiembre 1° Marzo

Ejecución a partir de 1° ABRIL

1° Septiembre

Solicitud de Consignaciones

PAM

Solicitud de Consignaciones

PAM

23:59

GENERACIÓN

00:00

1° Marzo

Tener presente

coordinación con

Equipo de mediano

plazo del CND

Programación semanal de Mantenimientos

Trabajos por Consignaciones de Emergencia

4. Solicitud de una Consignación Nacional en el Sistema Nacional de Consignaciones SNC

Consignación Nacional

Consignaciones en el SNC

Información básica para la aprobación y ejecución de las consignaciones:

Fecha de Inicio y Fin Programado: Intervalo de tiempo para la ejecución del mantenimiento:

Tipo de elemento o unidad constructiva:

Consignaciones en el SNC

FLUJO DE ESTADOS DE UNA CONSIGNACIÓN NACIONAL

DURANTE SU CICLO DE VIDA

FLUJO DE ESTADOS DE UNA CONSIGNACIÓN NACIONAL

DURANTE SU CICLO DE VIDA

5. Descripción General de Análisis Eléctrico en el CND.

Análisis Eléctrico

El análisis eléctrico es realizado en el CND de acuerdo a los criterios establecidos en la regulación vigente.

Análisis Eléctrico en el equipo de corto plazo

o Base de datos

o Consideraciones a tener en cuenta en los estudios (Topología)

o Lectura de consignaciones nacionales

o Gestión de inquietudes sobre las consignaciones

o Análisis del impacto en el SIN de las consignaciones

o Redacción de las recomendaciones eléctricas

o Chequeo cruzado de las recomendaciones

o Publicación de productos (RecEle)

o Divulgación de resultados

Gestión de Inquietudes sobre las consignaciones

Entre el martes y el miércoles de cada semana el equipo de corto plazo envía uncorreo con las inquietudes planteadas para las consignaciones solicitadas para lasemana N+1

Recomendación Eléctrica y lectura correspondiente

Las consignaciones nacionales solicitadas para la semana siguiente y sussimultaneidades en el sistema son analizadas por el equipo de corto plazo. Esteanálisis ocasiona recomendaciones eléctricas a tener en cuenta en el sistema.

# 4 MANTENIMIENTOS

4

EA BL1 GUAVIO SUBT DUCTO A GUAVIO 230 kV X X X X X X X X X X X X

EA BL1 GUAVIO A GUAVIO SUBT DUCTO 230 kV X X X X X X X X X X X X

AP GUAVIO SUBT DUCTO - GUAVIO 1 230 kV X X X X X X X X X X X X

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

4 MW Máx (Guavio Total) (1), (2), (3) 490 490 490 490 490 490 490 490 490 490 490 480

4 Unidades equivalentes en (CHIVOR) 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 2

4 Unidades equivalentes en (PARAISO) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

4 Unidades equivalentes en (LA GUACA) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

4 Guavio Sub - Guavio 2 220 Ducto B / Guaca 230/115 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860 860

4

Chivor - Guavio 1 220 + Chivor - Guavio 2 220 + Primavera - Bacata 1 500 T1 + Purnio - Noroeste 1 220 + Purnio - Noroeste 2 220 + Purnio - La Miel 1 220 + Purnio -

La Miel 2 220 + San Felipe - La Miel 1 220 + San Felipe - La Miel 2 220 + San Felipe - Mesa 1 220 + San Felipe - Mesa 2 220 + Betania - Mirolindo 1 220 + Betania -

Mirolindo 2 230 + Guavio Sub - Guavio 2 220 Ducto B (4)

2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

4 Tensión Mínima Requerida en Reforma 230 Barra 1 228 228 228 228 228 228 229 229 229 228 227 227

4

4

4

4

(1) En los periodos 13 al 24, el peso de las unidades de Guavio se reduce de 2 a 1 para el calculo del numero de unidades de seguridad del area Oriental

(2) En los periodos 13 al 24, No dar prioridad a las unidades de Guavio para el control de tensiones

(3) En los periodos 13 al 24, No asignar AGC a las unidades de Guavio

(4) Corte de importacion del area oriental excluyendo la generacion de Guavio

PLANTA / MW / UNIDADES

CORTES / LIMITES DE INTERCAMBIO Y CORTES (MW)

TENSIONES

RECOMENDACIONES OPERATIVAS ADICIONALES

PERÍODOSIDENTIFICACIÓN

CAUSAL

(C0140218) GUAVIO SUBT DUCTO - GUAVIO 1 230 kV 13 al 24 STN

Información Mantenimientos

http://www.xm.com.co/agentes/Paginas/despacho/estudios-de-corto-plazo.aspx

Cambios Relevantes Acuerdo CNO 963-Coordinación de Mantenimientos (Sustituyo Acuerdo CNO 518)

Cambios Relevantes Nuevo Acuerdo Coordinación de Mantenimientos (CNO-963)

Se eliminó el indicador:

7. NÚMERO DE EVENTOS NO PREVISTOS QUE OCASIONEN DEMANDA NO ATENDIDA OCURRIDOS DURANTE LA EJECUCIÓN DECONSIGNACIONES NACIONALES Y QUE ESTÉN ASOCIADOS A LAS MISMAS (Se eliminó).

Se modificó la periodicidad de seguimiento de los indicadores de mantenimientos:

TERCERO: Los anteriores indicadores y el indicador de Oportunidad de Planeación del Corto Plazo del CND serán calculados por el CND para supresentación a los Comités de Transmisión, Distribución y Operación en el mes siguiente a la finalización de cada Programa de Mantenimiento, deacuerdo con la periodicidad que se defina para estos por parte de la CREG, y al CNO en forma semestral en los meses de enero y julio, con lainformación más actualizada que se tenga. Estos indicadores también estarán disponibles en la página Web del CNO, con la oportunidad antesindicada. Para la presentación de los indicadores en los cuales sea aplicable, éstos se detallarán por cada una de las causas tipificadas en elsistema de información.

En el numeral 4.1 CRITERIOS GENERALES PARAEL TRÁMITE DE CONSIGNACIONES

Se incluyeron lasdefiniciones de los estados por loscuales pasa una consignación nacional en el aplicativo SNC, se resaltan:

ANÁLISIS CND: Es el estado que adquiere toda Consignación que se encuentre en estado SOLICITADO y que pasa a Análisis del CND, dentro delos plazos de la Coordinación Semanal de Mantenimientos y/o Desconexiones de equipos. Se identifica en el sistema desarrollado por el CND, porestar en estado SOLICITADO con un ícono de Candado. A partir de este estado, los agentes operadores de los equipos no podrán realizar ningunamodificación a la Consignación.

REPROGRAMADO: Es el estado que se le da a una Consignación por parte del CND, cuando éste identifica que no se preservan los márgenes deseguridad y confiabilidad del SIN, o es la Consignación para la cual, el agente solicita por causas atribuibles a él, ejecutarla en una fecha posterior.

El estado REPROGRAMADO no puede ser asignado a Consignaciones Fuera de Programa con Origen Normal o a Consignaciones de Emergencia,cuando la reprogramación es solicitada por causa atribuible al agente.

Cambios Relevantes Nuevo Acuerdo Coordinación de Mantenimientos (CNO-963)

CANCELADO: Es el estado que se le da a una Consignación por solicitud de los agentes operadores de los equipos, cuando estos informan alCND que definitivamente no van a ejecutar los trabajos solicitados en la Consignación.

Todas aquellas Consignaciones Fuera de Programa con Origen Normal o Consignaciones de Emergencia que no se ejecuten por causaatribuible al agente, pasarán a estadoCANCELADO.

De requerirse modificaciones por parte de los agentes a las consignaciones registradas en el sistema de información desarrollado porel CND, en los plazos del Artículo 6 de la Resolución CREG 065 de 2000, esta se realizará de la siguiente forma:

El CND podrá plantear las inquietudes iniciales que considere necesarias para la aprobación de las consignaciones hasta las 12:00horas del día miércoles de cada semana y los agentes tendrán como plazo máximo para resolver estas inquietudes hasta las 12:00horas del día jueves de la misma semana. Para consignaciones que requieran de un análisis más complejo, el CND y el agente podránacordar un mayor plazo para el envío y la recepción de inquietudes, dentro de los plazos establecidos por la regulación vigente. Si luegode tramitar con los agentes las inquietudes que resulten de los análisis, no es posible aclararlas, el CND no continuará los estudios dedicha Consignación e informará al agente operador que el estado de la Consignación será cambiado a REPROGRAMADO oCANCELADO de acuerdo a lo establecido en el inciso 2 del numeral 4.1 del presente anexo.

Para la adecuada coordinación del Programa de Mantenimiento se realizarán reuniones de coordinación por áreas operativas, con laparticipación del CND y todos los agentes con influencia en la operación o mantenimiento de activos en el área. Las reuniones serealizarán con mínimo cuatro semanas de anticipación a la fecha donde se realiza la solicitud del programa y deberán enviar al CND, enel formato de carga masiva usado por el aplicativo desarrollado por el CND, con mínimo diez días calendario antes a la realización de lareunión, su programa preliminar de mantenimientos el cual será presentado por los agentes en el desarrollo de la reunión.

Cambios Relevantes Nuevo Acuerdo Coordinación de Mantenimientos (CNO-963)

Para aquellas consignaciones que impliquen reconfiguración de activos, se debe garantizar la coordinación y aclaración entre CND yagente, de los siguientes puntos cuando se requieran, antes de que la Consignación pase a estado ANÁLISIS CND:

Diagrama Unifilar de la reconfiguración requerida.

Estudios Eléctricos.

Estudio de Coordinación de Protecciones.

Cambio de Parámetros Técnicos de los activos reconfigurados.

En caso de no realizar la coordinación anterior, la Consignación será pasada a estado REPROGRAMADO o CANCELADO de acuerdo a loestablecido en el inciso 2 del numeral 4.1 del presente anexo.

En el artículo 6 INFORMACIÓN BÁSICANECESARIAPARA LA APROBACIÓN Y EJECUCIÓN DE LAS CONSIGNACIONES

El sistema de información desarrollado por el CND, garantizará que la información básica y necesaria sea de obligatorio diligenciamiento duranteel registro de la Consignación. Las consignaciones deben contener toda la información de carácter básico y necesario para la aprobación yposterior ejecución de las mismas. Cuando dicha información no sea diligenciada en su totalidad, la Consignación será pasada a estadoREPROGRAMADO o CANCELADO de acuerdo a lo establecido en el inciso 2 del numeral 4.1del presente anexo.

Se eliminaron los niveles de riesgo de las consignaciones definidos en el artículo 6 del Acuerdo CNO-518

Impacto y Balance Aplicación Resolución CREG 224 de 2016(Criterios de confiabilidad Operación del SIN)

Contenido

• Publicación y Aplicación

• Definiciones

• Criterios de confiabilidad ante contingencias

• Caso de aplicación

• Resultados

• Aspectos Relevantes

• Coordinación Desconexión Preventiva de Demanda

Publicación y Aplicación

Resolución CREG 224 de 2016, por la cual se establecen los criterios de confiabilidad dela operación aplicables para contingencias sencillas, como parte del Código deOperación

• Fecha de Aplicación : La presente resolución rige después de treinta (30) díascalendario de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposicionesque le sean contrarias.

• Publicación DiarioOficial: 18 de Diciembre de 2016

• Aplicación Operación del SIN: 18 de Enero de 2017 (A partir del 10 de enero en lacoordinación semanal de mantenimientos)

Definiciones

Criterios de confiabilidad ante contingencias

Criterios de confiabilidad ante contingencias. Cuando existan retrasos en la ejecución deexpansión o reposición de las redes del STN o de los STR y en los análisis eléctricos de planeaciónde la operación del SIN se detecte que sin dicha expansión o reposición los recursos de transporteo generación disponibles en el sistema no son suficientes para cubrir una contingencia sencilla,manteniendo una operación segura y confiable, el CND ordenará desconexiones preventivas dedemanda siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones :

La posible ocurrencia de una contingencia sencilla generaría una afectación mayor al 20% de lademanda total de al menos una sub-área operativa donde se presentó la afectación de demanda.

La desconexión preventiva de demanda comparada con la desconexión correctiva de demanda,representa un porcentaje menor o igual a los que se muestran en la siguiente tabla, según la

frecuencia de ocurrencia de la contingencia en análisis, durante los últimos 365 días.

Criterios de confiabilidad ante contingencias

Frecuencia [veces]

Desconexión preventiva de demanda [%]

Con mantenimiento sin riesgo de disparo o sin

mantenimiento

En mantenimiento con riesgo de

disparo

0 10 20

1 20 20

≥2 30 30

Parágrafo 1. El CND deberá identificar las contingencias sencillas quepueden causar desconexiones correctivas de demanda de gran magnitudy, sin importar su frecuencia de ocurrencia en el último año, ordenará lasdesconexiones preventivas de demanda necesarias para mitigar suposible impacto.

Caso de aplicación

Subárea Bolívar• Mantenimiento del ATR Ternera 1 220/66 kV (EA Bahías 66 kV)• Contingencia crítica: ATR Ternera 2 220/66 kV• Evaluar la secuencia de la potencial cascada

Caso de aplicación

• Actuación del ESPS Cartagena – Bocagrande 66 kV

Resultados

Aspectos Relevantes

Mediante comunicación escrita el CND informará al operador de la sub-áreaoperativa las contingencias que, según los análisis eléctricos, requerirían una ordende desconexión preventiva de demanda. Con esta información el operador deberáidentificar las cargas que deben ser desconectadas para dar cumplimiento a la ordendada por el CND e informar de dicha situación a los comercializadores y usuariosinvolucrados.

El CND deberá mantener publicada en su página web la información de lascontingencias criticas del sistema, con el fin de que esta estadística pueda serutilizada para soportar ajustes a la curva de probabilidad de eventos y afectación dedemanda en el SIN.

Aspectos Relevantes

El CND y el CNO podrán acordar y proponer a la CREG un porcentaje límite diferentepara considerar que una desconexión de demanda es de gran magnitud, cuando hayafundamento para ello.

El CND y el CNO podrán acordar y proponer valores diferentes a los mostrados en latabla del literal b) de este artículo , para las sub-áreas definidas. La propuesta deberáser enviada para aprobación de la CREG, con el respectivo soporte.

Artículo 2: Las disposiciones de este artículo no son aplicables ante condicionesanormales de orden público, CAOP.

Coordinación Desconexión Preventiva de Demanda

Para dar cumplimiento a lo establecido en esta Resolución, durante la coordinaciónsemanal de mantenimientos se recibirán comentarios a la estimación de laDesconexión Preventiva de Demanda máximo hasta las 12:00 horas del día siguienteal envió de la comunicación por parte del CND teniendo como fecha final el jueves alas 12:00 horas de cada semana, después de esta hora las consignaciones quegeneren Desconexión Preventiva de Demanda que se evidencien que no estándebidamente coordinadas por parte del Operador de la Sub-área Operativa con loscomercializadores y usuarios involucrados como lo establece la Resolución seránreprogramadas.

En los procesos del Despacho Económico y Redespacho, el CND enviará lacomunicación a los Operadores de las Subáreas Operativas con las magnitudes de lasDesconexiones Preventivas de Demanda que este debe coordinar con loscomercializadores y usuarios involucrados como lo establece la Resolución.

Publicación Contingencias Criticas pagina Web-XM

http://www.xm.com.co/Paginas/Operacion/Resultados-mediano-plazo.aspx

Balance Aplicación Resolución CREG 224 2016Octubre 23 de 2017

CREG 224 2016 Abreviaturas

DPD (desconexión preventiva demanda)

DCD (desconexión correctiva demanda)

DNA (demanda no atendida)

ESPS (Esquemas suplementarios de protección del sistema)

RD (Riesgo de disparo)

Resolución CREG 224 2016 aplicación

Fecha Causa DDP Corto Plazo semanal DDP Despacho

DDP

Redespacho y

Tiempo Real

DPD-

Total

(MWh)

DPD-

Máxima

(MW)

Raciona

miento

(MWh)

Acciones Tomadas

18-ene-2017 Red completa -

Contingencia: CUESTECITAS 2 60

MVA 220/110/13.8 KV DDP total

= 33 MW

No se emitió

orden de DDP33 0

ELECTRICARIBE: Traslado de carga

desde Cuestecitas hacia Valledupar

19-ene-2017 Red completa -

Contingencia: CUESTECITAS 2 60

MVA 220/110/13.8 KV DDP total

= 27 MW

No se emitió

orden de DDP27 0

ELECTRICARIBE: Traslado de carga

desde Cuestecitas hacia Valledupar

20-ene-2017 Red completa -

Contingencia: CUESTECITAS 2 60

MVA 220/110/13.8 KV DDP total

= 3 MW

No se emitió

orden de DDP3 0

ELECTRICARIBE: Traslado de carga

desde Cuestecitas hacia Valledupar

30-ene-2017 Red completa -

Contingencia: CHIQUINQUIRÁ –

TUNJA 115 kV DPD total = 2 MWNo se emitió

orden de DDP2 0

ESSA: Agente hace traslado de

carga de Cimitarra a Malena

07-feb-2017 Consignación

Consignación C0140664 Paipa San

Antonio (Boyaca) 1 115 kV

contingencias Paipa - Bavaria 1 115

/ Paipa - San Antonio 115 (agente

Ebsa programaría traslados de carga

Duitama a Paipa) No se emitió

comunicación

- - - 14 0

ESSA; Traslado de carga de Duitama

a Paipa (Desconexión

Transformador 115/34.5 kV en

Duitama) Períodos 7 al 18

08-feb-2017 Consignación

Consignación C0140657 Paipa

Duitama (Higueras) 1 115 kV;

contingencias Paipa - Bavaria 1 115

/ Paipa - San Antonio 115 (agente

Ebsa programaría traslados de carga

Duitama a Paipa) No se emitió

comunicación

- - - 14 0

ESSA; Traslado de carga de Duitama

a Paipa (Desconexión

Transformador 115/34.5 kV en

Duitama) Períodos 7 al 18

12-feb-2017 Consignación

Consignaciones C0137578 y

C0134579 y contingencia Reforma -

Barzal 115 KV (reprogramadas

consignaciones) No se emitió

comunicación

- - - 22 0

Reprogramación Consignaciones

13-feb-2017 Red completa -

Transformadores de Paipa 1-2-3

220/115 kV, indisponibilidad

unidades Paipa

No se emitió

orden de DDP48 16 0

ESSA; Gestión de agente de perfil

de cargas de Sidelpa y traslados de

carga en el área

06-may-2017

Consignación emergencia

C00144739 Fundación -

Rio Cordoba 110 KV

- - 59 59 9 64.3

ELECTRICARIBE: Racionamiento en

área GCM, comunicación XM 9737-

1

01-oct-2017

Consignacion C0149742:

LA REFORMA 1 115 MVA

230/115/13.8 kV.

Contingencia: LA REFORMA 3

150 MVA 230/115/13.8 KV

DPD Total = 6 MW

P13 = 4MW y P14=2MW.

Se ejecuto 5.25

MWh desde las

12:00 hasta las

13:45

5.25

Resolución CREG 224 2016 aplicación

Por la Resolución CREG 224 de 2016, se ha programado desconexión de

demanda preventiva en los días: Enero 18, 19, 20 y 30 y Febrero 7, 8, 12 y 13, sin

embargo no se ha realizado desatención de demanda, gracias al trabajo conjunto

XM – Agentes, en aspectos tal como:

1. Ajustes en pronósticos de demanda

2. Ajustes a la programación de mantenimientos

3. Flexibilidad de demanda

Sin Embargo los días 6 de Mayo y 1 de Octubre se materializó su aplicación.

Calle 12 sur 18 - 168 Bloque 2

PBX (57 4) 317 2244 - FAX (57 4) 317 0989

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