Presentación InternexaOperación Interconexión Eléctrica S.A

Medellín, Mayo 5 de 2009

2

INICIO

EXPECTATIVAS DEL GRUPO???

OBJETIVO

Presentar una visión global de la operación, tanto del

Sistema Interconectado Nacional, como de la Red de

Transporte de Energía Eléctrica, con el fin de buscar un

entendimiento sobre el negocio de ISA por personal

de Internexa, y específicamente donde impactan las

comunicaciones en la operatividad de los equipos y el

sistema.

4

CONTENIDO

1. Características del Sistema Eléctrico en Colombia

2. Calidad en el transporte de energía eléctrica en Colombia

3. Aplicaciones de comunicaciones en el transporte de

energía

5

CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN COLOMBIA

6

SISTEMA INTERCONECTADO

7

EVOLUCIÓN DE APORTES HIDRICOS

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

En

e/00

Jul/

00

En

e/01

Jul/

01

En

e/02

Jul/

02

En

e/03

Jul/

03

En

e/04

Jul/

04

En

e/05

Jul/

05

En

e/06

Jul/

06

En

e/07

Jul/

07

[E],

GW

h m

es

Energía real

Media Histórica

En el año 2007 Se recibieron Aportes por 49,093 GWhLa Media Histórica es de 46,900 GWh

Fuente: CND - MEM

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RED DE GASODUCTOS

SAN CARLOS

SABANACaribe 2

ECUADOR

Cerro

ANT-SCA

Nordeste

Red Nacional de Gasoductos

Suroccidental

Oriental

595 MPCD

170 MPCD

9

COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN-DEMANDA

Caribe 2

Antioquia-San Carlos

Suroccidental

Nordeste

Oriental

GT

GH

D

3.9

2.4

1.8GT

GH

D

2.1

GH

D

4

1.3

GTD

0.90.7

GT

D

1.2

2.2

R: 38%

R: 14%

R: 68%

R: 46%

GHD

0.60.3

Cerro

Flujos típicos

GW

GW

GW

GW

GW

GH Generación Hidráulica

GT Generación Térmica

D Demanda eléctrica

GT

GT

GH

D

13.3

8.6

GW

Sistema Interconectado

R: 35%

Fuente CND - XM

10

47019

DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DIAS DE LA SEMANA

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

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

Periodo

Dem

and

a [M

W]

Lunes

Martes

Miércoles

Jueves

Viernes

Sábado

Domingo

11

DEMANDA DE ELECTRICIDAD VS PIB

12

RESPONSABILIDADES DE LOS AGENTES

Operación Integrada recursos del SINOperación segura, confiable y económica

Planeación, coordinación, supervisión y control de SIN

Supervisión, coordinación y control (maniobras)activos propios o delegados

Operación de sus plantas generadorasEjecución de maniobras

Planeación, supervisión, coordinación y controlactivos propios o delegados

Frecuencia del SINTensión STN

Coordinación Protecciones del SIN

Calidad STNDisponibilidad de activos

Coordinación Protecciones de sus equipos

Cumplir despachoServicio ComplementariosMedidas suplementarias

Coordinación Protecciones de sus equipos.

Calidad servicioSTR’s, SDL’s

CENTRO NACIONAL DE DESPACHO

EMPRESAS DE TRANSPORTE Y CONEXIÓN STN

GENERADORES

OPERADORES DE RED

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Sistema de Distribución Local - SDL: Sistema compuesto por el conjunto de líneas y Subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los niveles de tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio de uno o varios Mercados de Comercialización

Sistema de Transmisión Regional - STR: Sistema compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos, que operan en el nivel de tensión 4 y que están conectados eléctricamente entre sí a este nivel de tensión

Activos de Conexión al STN: Son los bienes que se requieren para que un generador, operador de red, usuario final, o varios de los anteriores, se conecten físicamente al STN

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y DE DISTRIBUCIÓN LOCAL

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STN: 220-500 kV

Activos de UsoSTR

STRGC

SDL STR

~

G

STR

STR

STR

Activos de Conexión

G: Generador

GC: Gran Consumidor

SDL: Sistema de Distribución Local: Redes que operan en los niveles de tensión 3, 2 y 1

STR: Sistema de Transmisión Regional: Redes que operan en el nivel de tensión 4. Incluye los Activos de Conexión al STN de los Operadores de Red

Nivel 1: Hasta 1 kVNivel 2: Entre 1 kV y 30 kVNivel 3: Entre 30 kV y 57.5 kVNivel 4: Mayor de 57.5 kV

SDL

EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN)

15

EMPRESAS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA EN COLOMBIA

TRANSICIÓ

N

TRANSICIÓ

NCALIDAD EN EL TRANSPORTE DE ENERGÍA

ELÉCTRICA EN COLOMBIA

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Se mide con base en Indicadores de Disponibilidad y/o Indisponibilidad a los siguientes activos:

Activos de Conexión al STNBahías de LíneaBahías de TransformaciónAutotransformadorBahías y Módulos de CompensaciónCircuitos de 500 kVCircuitos de 220 o 230 kV

MEDICIÓN DEL SERVICIO DE CALIDAD EN EL STN

18

ACTIVOS

Meta Índice de Disponibilidad Anual

Activos de Conexión al STN

Circuitos 500 kV

Circuitos 230 kV - L ≤ 100 km

Circuitos 230 kV - L > 100 km

99.45%

99.18%

99.73%

99.59%

99.45%

99.18%

99.73%

99.59%

Bahías de Transformación 99.73% 99.83% *

Bahías de Línea 99.73% 99.83% *

Bahías de Compensación 99.45% 99.83% *

Autotransformador 99.45% 99.45%

2001 2002 / 05

* Resolución CREG 011 de 2002.

Módulos de Compensación 99.45% 99.45%

❑ Garantizar el libre acceso a la red de transmisión y❑ Cumplir con los indices de calidad establecidos en la regulación (disponibilidad de

sus activos)

ResoluciónCREG 061/00

Meta Horas Anuales Acumuladas Indisponibilidad

48

72

24

36

48

72

24

36

24 15 *

24 15 *

48 15 *

48 48

2001 2002 / 05

48 48

META DE LAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD (MHAI)

19

++−−=

8760)(5.0

1100ENRCPSMSCEMHAI

MIDA

MIDA: Meta del Índice de Disponibilidad Ajustada

Número Acumulado de Solicitudes de Consignaciones de Emergencia

SCE

Número Acumulado de Cambios al Programa Semestral de Mantenimientos Programados

CPSM

Número Acumulado de Eventos no Reportados dentro de los quince (15) minutos siguientes a su ocurrencia y cinco (5) minutos para maniobras

ENR

META DEL ÍNDICE DE DISPONIBILIDAD AJUSTADA

20

Indisponibilidades programadas de activos debidas a trabajos de expansión de la red

Indisponibilidades de activos solicitados por el CND, por razones operativas o consideraciones de calidad o confiabilidad

Indisponibilidades por demoras entre la declaración y la puesta en operación

Indisponibilidades originadas en eventos de fuerza mayor Indisponibilidades causadas por terceros Indisponibilidades debidas a mantenimientos mayores

(96 horas en 6 años) Indisponibilidades asociadas con eventos con duración

igual o inferior a 10 minutos

INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS

21

Líneas que operen entre 220 y 230 kV 13

Líneas que operen a 500 kV 20

Transformadores que operen entre 220 y 500 kV 40

Condensadores que operen entre 220 y 230 kV 25

Reactores que operen entre 34.5 y 500 kV (conectados al sistema por interruptor) 30

Reactores que operen a 500 kV (si se debe abrir la línea para conectarlos al SIN) 40

Equipos de compensación estática reactiva que operen a 500 kV 40

UC4 y UC6 (Resolución CREG 026 de 1999) que operen entre 220 y 230 kV 20

UC5 (Resolución CREG 026 de 1999) que operen entre 220 y 230 kV 30

Cambiadores de taps que operen entre 220 y 500 kV 10

Activos diferentes a todos los anteriores 10

ACTIVO Minutos

Las maniobras que no se ejecuten completamente en los plazos establecidos se considerarán como indisponibilidades que afectan los estándares de calidad exigidos en la reglamentación vigente.

TIEMPOS DE MANIOBRA (CREG 080 DE 1999)

APLICACIONES DE COMUNICACIONESEN EL TRANSPORTE DE ENERGÍA

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Los impactos sobre el sistema de transmisión para ISA, se pueden clasificar en dos grandes grupos:

Supervisión del sistema y sus subestaciones: Esto es supremamente importante pues la operaciones de las subestaciones en ISA es remota y se soporta en las comunicaciones.

Protecciones de líneas de transmisión: Esto es de particular importancia pues puede comprometer los equipos (daños) o el sistema por tiempo de despeje de las fallas.

EFECTOS DE COMUNICACIONES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ISA

24

SUPERVISIÓN DEL STN

Riesgos que se derivan de las comunicaciones para la supervisión: Falta de operatividad y seguimiento a la dinámica del sistema.

• La criticidad de esta situación es alta, y puede implicar desde la pérdida de una subestación, hasta de una región o todo el sistema.

• El respaldo lo hace el Ingeniero o Asistente de subestación, sin embargo esto toma tiempo y afecta la oportunidad, además de la visión sistémica desde el CSM.

25

SUPERVISIÓN DEL STN

26

Herramientas que apoyan la operación

Sistema de Supervisión y Control – Servicios Auxiliares

Sistema de Supervisión y Control - subestación

27

Herramientas que apoyan la operación

Sistema de Información de Descargas atmosféricas SID

Registradores de fallas

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PROTECCIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

COMUNICACIONES

Interruptor

Protección

Riesgos que se derivan de las comunicaciones para la protección de líneas: Para los equipos por no aislar la falla o comprometer la estabilidad del sistema

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PROTECCIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 500 kV

Riesgos que se derivan de las comunicaciones para la protección de líneas a 500 kV: Para los equipos por no aislar la falla o comprometer la estabilidad del sistema.

COMUNICACIONES

Interruptor

Protección

Reactor de línea

Reactor de neutro

30

CONCLUSIONES

• Para ISA es fundamental conocer con prontitud cualquier falla que afecte la supervisión o esquemas de protección de las líneas.

• además de recibir un rápido diagnóstico ante la pérdida de enlaces de comunicaciones que comprometan supervisión o protección, y definir el tiempo esperado de solución del problema. Esto se debe a que las consignas de operación se condicionan con tiempos de solución.

31

CONCLUSIONES

• Eventos en comunicaciones pueden comprometer la integridad de equipos, la estabilidad del sistema eléctrico colombiano, por esto cada caso debe ser considerado con suma importancia, y sus implicaciones pueden variar desde el sistema, hasta lo económico.

• Los riesgos asociados con supervisión y protección revisten la máxima prioridad dentro de la operación de ISA, por implicaciones como selectividad ante fallas o riesgos para el adecuado aislamiento de fallas.

FIN