medellín, 1 de septiembre de 2009 - intercolombia.com. gerencia de transporte... · diagnóstico...

Encuentro con el Cliente

Medellín, 1° de septiembre de 2009


Agenda

1. Proyecto de Confiabilidad: Plan de Acción 2007 – 2009. 2. Repotenciación de las subestaciones San Carlos y Chivor

a 230 kV (video)a 230 kV (video).3. Cambios en la Resolución CREG 011/2009. 4. Avances en el Proyecto de Interconexión Colombia –

PanamáPanamá. 5. II Jornadas Técnicas de Operación y Mantenimiento de

Sistemas de Transmisión de Energía - 2008.6 P i A d R bilid d S i l E i l6. Premio Andesco: Responsabilidad Social Empresarial

Proyecto de Confiabilidad

Respuesta: Proyecto Confiabilidad en el STE

El evento del 26 de abril de 2007 demostró la vulnerabilidad del negocio, pese a sus excelentes indicadores operativos

Etapa 1

Plan de choque

Etapa 1

Plan de choque

Determinar e implementar en la Gerencia de Transporte un Plan de acción orientado a Procesos, Recurso humano y Tecnologías para asegurar la confiabilidad en el transporte de energía a

Objetivo general

1 choque1 choque

Etapa 2

Diagnóstico de vulnerabilidad:Procesos actividades y capital humano

Etapa 2

Diagnóstico de vulnerabilidad:Procesos actividades y capital humano

Tecnologías para asegurar la confiabilidad en el transporte de energía a través del fortalecimiento de la calidad y seguridad del servicio

2 Procesos, actividades y capital humano2 Procesos, actividades y capital humano

Etapa 3

Diagnóstico de vulnerabilidad:Técnico / operativo

Etapa 3

Diagnóstico de vulnerabilidad:Técnico / operativo(diseño, protecciones y control, SCADA)(diseño, protecciones y control, SCADA)

Etapa 4

Análisis de soluciones y costos

Etapa 4

Análisis de soluciones y costos

Etapa 5

Implementación, aseguramiento y seguimientoEtapa 5

Implementación, aseguramiento y seguimiento

Excelencia en la prestación del servicio

Manual unificado de Operación y Mantenimiento SeguroPlanes de Continuidad

Manual unificado de Operación y Mantenimiento SeguroPlanes de Continuidad

Claros, sencillos y sistemáticamente

Procesos

Con competencias, habilidades y

Vigilancia Tecnológica

Personas Tecnologías

sistemáticamente evaluados hacia el

mejoramiento.

habilidades y conocimientos desarrollados.

Habilitados Certificados

TecnológicaNo llegar a

obsolescencia de equipos por

condición del

Sistemas de Gestión Integral

Certificados condición del sistema

Sistemas de Gestión IntegralSinergias entre empresas del Grupo

Análisis de Soluciones y Costos

TecnologíaTecnología

• Modelo Mantenimiento Seguro (Manual Unificado)

• Evaluación puesto y lugares de trabajo

• Mecanismos retención personal y

• Herramientas integración flujo de información

• Interfaz SIGO - SID• Herramienta diagnóstico • Mecanismos retención personal y

conocimiento• Modelo de información

estructurada y no estructurada y gestión del conocimiento

automático de fallas• Automatización de la recolección

de la información de registradores de fallas y relés de protecciones

• Manejo de información histórica • Elementos mejora continua (herramientas productividad)

• Agendas técnicas y administrativas:

Manejo de información histórica de medidas eléctricas y estados de equipos sistema SCADA

• Mejoras técnicas subestaciones Confiabilidad

• EntrenamientoPersonasPersonas ProcesosProcesos

Entrenamientoy certificación

• Gestión de cambio hacia excelencia y rigurosidad El proyecto también ha contribuido a:

Consolidar y focalizar las necesidades de los procesos,fortalecer el relacionamiento y soporte entre Filiales yfortalecer el relacionamiento y soporte entre Filiales yGerencias, proveer canales de comunicación complementariospara el personal.

Plan 2009: Continuación del fortalecimientodel Mantenimiento y Operación Seguros

tión Nueva versión Manual

unificado:

Elementos comprados de seguridad y ergonomía para j ió t

do d

e G

es

Tercer Encuentro Operación y Mantenimiento

Procedimientos y prácticas actualizadas contratistas y seguridad operacional

Nueva versión l ifi d P t t

ejecución mmto

a In

tegr

ad

Concurso Seguridad Operacional

Curso virtual Manual Unificado

Esmeralda 2009.manual unificado

Correrías: Cultura

Procesos con estructura y recursos estándar para actividades Factores Humanos

cto

Sis

tem

pCorrerías: Cultura rigurosidad y excelencia, marco estratégico

Habilitación a jefes de trabajo - Habilitación Operación CSM - Habilitación TcT

Propuesta Cubrimiento Ausencias Asistentes e Ingenieros de SE aprobada y con plan de implementación

Software Habilitación y Certificación implementado

Pro

yec

Enero- Marzo Abril- Junio Julio- Septiembre Octubre - Diciembre

Certificación de competencias laborales SENA.

ISA - Filiales Mejores Prácticas para el Mantenimiento Seguro: Condena, Chequeo cruzado, Señalización y cultura de segurança do trabajo

Plan 2009: Desarrollo de actividades delEstudio confiabilidad de subestaciones

ones

sube

stac

io

Trabajo con CREG para autorizar nuevas

Actividades de renovación de equipos (grupos 2 y 3)

Análisis y adecuación de los resultados del

bilid

ad d

e s unidades constructivas

Proceso de análisis de desconexiones por

estudio de Concol para UPME

to C

onfia

b

Presentación del proyecto a

poreconfiguraciones XM

Presentación del proyecto a UPME

Proceso de aprobación de reconfiguración de

Pro

yect del proyecto a

XM, CNO,CREG

Enero- Marzo Abril- Junio Julio- Septiembre Octubre - Diciembre

proyecto a UPME (Marzo 6)

reconfiguración de subestaciones

Cambio configuración Subestación Torca

GUAVIO 1 CHIVOR 1

GUAVIO 2

CHIVOR 2

BARRA 3

BARRA 1 BARRA 2SECCIONAMIENTO

FUTURO

AUTOTRAFO 3 BACATA 1 AUTOTRAFO 1 BACATA 2AUTOTRAFO 2

ACOPLE ACOPLE

Cambio configuración Subestación TorcaCHIVOR 1GUAVIO 2

FUTURO FUTUROFUTURO

FUTUROGUAVIO 1

GUAVIO 2

CHIVOR 2

BARRA 2

BARRA 1

Energizado

F t

FUTURO

AUTOTRAFO 3 BACATA 1 AUTOTRAFO 1 BACATA 2AUTOTRAFO 2

Futuro

Los campos de acople y seccionamiento quedan disponibles, por lo que el número de camposadecuados en el lote: 10 + 5 (Futuros).


Agenda

1. Proyecto de Confiabilidad: Plan de Acción 2007 – 2009. 2. Repotenciación de las subestaciones San Carlos y

Chivor a 230 kV (video)Chivor a 230 kV (video).3. Cambios en la Resolución CREG 011/2009. 4. Avances en el Proyecto de Interconexión Colombia –



© Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.

Antecedentes

Las subestaciones de San Carlosy Chivor 230 kV, son estratégicasy Chivor 230 kV, son estratégicaspara el STN.

Puestas en servicio a finales de ladécada de los 70´s concapacidades de corto circuito de40 kA y 25 kA respectivamente. San Carlos 230 kV

Aumento de las corrientes de fallahasta los 41.8 kA en San Carlos y27 7 KA en Chivor debido al27.7 KA en Chivor, debido alcrecimiento del sistema.

Restricciones y sobrecostos en laRestricciones y sobrecostos en laoperación del Sistema. Chivor 230 kV

Antecedentes

Soluciones provisionales:

San Carlos 230 kV: ANCON 1 GUATAPÉ 2 ANCON 2ESMERALDA 1ESMERALDA 2

Por recomendación del Plan de Expansión1998-2010, en 1998 se reconfiguraron loscircuitos San Carlos - La Sierra y San Carlos- Guatapé 1 en el circuito Guatapé - La

BARRA NORTE

L160 L150 L140 L170L180L190’

- Guatapé 1 en el circuito Guatapé - LaSierra.

Así mismo, se realizaron conexionesprovisionales para permitir reconfigurar los

M060 M050

U250

M040

U240

M070 M080

L280

M090

L290 p p p gcircuitos San Carlos - Ancón Sur 2 y SanCarlos - Guatapé 1 como Ancón - Guatapé,dependiendo del despacho de generación

BARRA SUR

U5-6U7-8PURNIO 2 PURNIO 1

Chivor 230 kV:

Dependiendo de la generación programada para el área, se reconfiguraba lasubestación abriendo el seccionamiento y transfiriendo una de las bahías de

ió d l t II l t I l l t b é did d fi bilid d

12

generación de la etapa II a la etapa I, lo cual representaba pérdida de confiabilidadde la subestación.

Antecedentes

ISA, UPME, CREG y XM analizaron posibles alternativas como: laconstrucción de nuevas subestaciones ó desenergizar las subestacionesentre 4 y 6 meses para repotenciar las existentes, sin embargo, se optópor:

Repotenciar las subestaciones sin desenergizarlas totalmente,considerando el menor costo, menor tiempo de indisponibilidad ymenor tiempo de ejecución.

ISA emprendió el proyecto en diciembre de 2006 para lo cual requirió:ISA emprendió el proyecto en diciembre de 2006, para lo cual requirió: Presupuesto aproximado de USD26 millones. 12 meses para la planeación y contratación antes de iniciar la

ejecuciónejecución. 19 meses para desarrollarlo (enero de 2008 - julio de 2009). Optimizar tiempos de desconexión empleando esquemas atípicos

para la ejecución de proyectos

13

para la ejecución de proyectos. Máxima coordinación con los clientes AES Chivor e ISAGEN para

las desconexiones.

Alcance del Proyecto San Carlos 230 kV

Modernización del sistema de protección y registrode fallas. Modernización del sistema de control convencional

por un Sistema Automático de Subestación o Sistemapor un Sistema Automático de Subestación o Sistemade Control Digital. Cambio de la totalidad de interruptores (25),

seccionadores (60), seccionadores con cuchilla det ti (16) t f d d i t (75)puesta a tierra (16), transformadores de corriente (75)

y trampas de onda (8).

Aumento de la separación entre fases de las barrasy cambio del barraje tubular por barraje flexible.y j j

Refuerzo y montaje de estructuras (110 toneladasinstaladas).

Cambio de las conexiones de potencia entre losequipos y al interior de la subestación (aprox. ocho (8)kms de cable).

Cambio del cableado secundario de control yprotección (retiro de 57 toneladas de cable existentep otecc ó ( et o de 5 to e adas de cab e e ste tee instalación de casi 100 kms de cable nuevo).

Cumplimiento del RETIE

Optimización del alcance en San Carlos

Refuerzo de estructuras existentes Utilización de aisladores interfase para conservar la distancia entre fases

Utilización interruptores de tanque Construcción de casetas para aumento de

15

Utilización interruptores de tanque muerto con TCs habilitando espacios

para vias de mantenimiento

Construcción de casetas para aumento de confiabilidad y administración del riesgo

Alcance del Proyecto Chivor 230 kV

Cambio del 60% de equipos de patio: Para elcambio se hizo uso de bahía de acople y serealizaron TcT. Se cambiaron 7 Interruptores, 49seccionadores, 10 Cuchillas, 28 CTs, 42Pararrayos, 6 trampas de onda y 3 PTs.

Cambio total del barraje, bajantes, conexionesentre equipos e instalación de aisladoresentre equipos e instalación de aisladoresinterfase: desenergizaciones por tramos para nodesconectar toda la barra. Las desconexionesse hicieron con TcT.

Refuerzo de la malla de tierra: 100 % en vivo.

Refuerzo de estructuras de pórticos ycimentaciones de equipos: 100 % en vivo.

Cambio de la protección diferencial de barras:Se adelantó durante la repotenciación de cadabahía y se hizo una desenergización total de lasubestación (1 día) para la puesta en servicio alsubestación (1 día) para la puesta en servicio alfinal del proyecto.

TcT y registro termográfico

Antes, durante y después del TcT

3 6 m3 6 m

Distancias eléctricas y medidas de seguridad

FB FAFCBarra 1

= 41 mm; AAAC

3.6 m3.6 m

6.7m

= 41 mm; AAAC; 2.813 kg/m

12 mSeccionador nuevo Seccionador Nuevo

By pass

2.2m

4.84 m 5.3m

U181T191

4.5 m1.5 m 1.5 m

Optimización del alcance en Chivor

Utilización de aisladores interfase para el barraje y templas hacia Casa Maquinas.

Cambio de seccionadores en vigas por pantógrafos

FOTO

FOTOAl incrementar la corriente de falla de diseño aFOTO FOTOAl incrementar la corriente de falla de diseño a

40 kA, se instalaron aisladores entre fases que aseguraran el no acercamiento entre fases durante un corto.

Para instalar nuevos seccionadores en las vigas de la subestación, se requerían grandes reforzamientos en las estructuras, de manera que estos

19

seccionadores fueron reubicados en piso.

Proyecto repotenciación en cifras

Chivor 230 KV

132 consignaciones nacionales

San Carlos 230 KV

50 consignaciones nacionales.

131 días con RD sobre la barra de Chivor

USD8 millones presupuesto

35 días con RD por derivación.

USD18 millones presupuesto USD8 millones presupuesto

12 meses para la planeación del proyecto 19 j ió

USD18 millones presupuesto.

12 meses para la planeación del proyecto.

19 meses para ejecución.

50 personas en promedio trabajando en obra

18 meses para ejecución.

100 personas en promedio trabajando en obra.

50 TcT, que dio como resultado 175 horas menos de indisponibilidad para cada bahía

j

20

Factores claves de éxito

Comunicación efectiva

Planeación

Mejoramiento continuo

Nuevas formas de hacer las cosas

Reunión de cierreReunión de cierre

21


Agenda





Revisión Remuneración y Calidad Transmisión Resolución CREG 011 de 2009

Objeto:• Ilustrar la metodología para la remuneración de la actividad de

transmisión eléctrica en Colombia y las acciones acometidastransmisión eléctrica en Colombia y las acciones acometidaspor ISA para el cumplimiento de la nueva regulación.

Comentario general:• Conserva la metodología actual pero revisa sus parámetros:

costo de activos, reconocimiento de gastos AOM y de terrenos(la tasa fue revisada con la Resolución CREG 083 de 2008)

• Modifica el esquema de calidad (mayores responsabilidades)

Cronograma:

Publicación Resolución

25

Reporte Información

25

Aprobación Información

Aplicación Ingresos

Aplicación Calidad

27…Feb Mar Abr … III TrimestreFeb Mar Abr … III Trimestre

Componentes del ingreso deactivos no sometidos a convocatoria

81% 19% (0.02%)

Compensaciones

81% 19% (0.02%)

Inversión AOM+ -Ingreso Anual =

Administración, Administración, Operación y

MantenimientoTerrenoActivo No EléctricoActivo Eléctrico Operación y

MantenimientoTerrenoActivo No EléctricoActivo Eléctrico

Principales cambios en la Resolución CREG 011 con relación al esquema vigente

Unidades Constructivas

Esquema vigente (Res. CREG 026/1999) Esquema nuevo (Res. CREG 011/2009)

Dólares de diciembre de 1997 Pesos de diciembre de 2008


Dólares de diciembre de 1997 Pesos de diciembre de 2008Dólares de diciembre de 1997llevados a Pesos de Diciembre de 1999

Pesos de diciembre de 2008

Actualización IPP del mes de servicio Actualización IPP del mes-1 de servicio

Vida útil 25 años subestaciones Vida útil 30 años subestaciones

Dólares de diciembre de 1997llevados a Pesos de Diciembre de 1999

Pesos de diciembre de 2008

Actualización IPP del mes de servicio Actualización IPP del mes-1 de servicio

Vida útil 25 años subestaciones Vida útil 30 años subestaciones Vida útil 25 años líneas Vida útil 40 años líneas

Responsabilidad implícita del transportador en cambio de equipos por crecimiento del sistema

Responsabilidad explícita: En agosto de 2009, el TN debe presentar a la

UPME un plan de reposición con un diagnóstico

Vida útil 25 años líneas Vida útil 40 años líneas

Responsabilidad implícita del transportador en cambio de equipos por crecimiento del sistema

Responsabilidad explícita: En agosto de 2009, el TN debe presentar a la

UPME un plan de reposición con un diagnóstico p p gtécnico del estado de sus equipos para un período de 5 años

Servidumbres de líneasincluidas en los costos unitarios

Servidumbres de líneas =Valor demostrado por el transportador

p p gtécnico del estado de sus equipos para un período de 5 años

Servidumbres de líneasincluidas en los costos unitarios

Servidumbres de líneas =Valor demostrado por el transportador


Esquema vigente (Res CREG 022/2001) Esquema nuevo (Res CREG 011/2009)Esquema vigente (Res CREG 022/2001) Esquema nuevo (Res CREG 011/2009)

Remuneración de AOM

Esquema vigente (Res. CREG 022/2001) Esquema nuevo (Res. CREG 011/2009)Información de costos AOM

– Deberá ser auditada por una firma auditora (no se admite el revisor fiscal)

Esquema vigente (Res. CREG 022/2001) Esquema nuevo (Res. CREG 011/2009)Información de costos AOM

– Deberá ser auditada por una firma auditora (no se admite el revisor fiscal)

– Contratación a cargo del TN – Información a reportar antes del 27 de abril

Porcentaje reconocido 2.5% - 3.0% (sobre VRN) Fijo durante el periodo regulatorio

AOM de referencia para cada transmisor AOMref = AOMG 2001-2007 + AOMR 2008

– Contratación a cargo del TN – Información a reportar antes del 27 de abril

Porcentaje reconocido 2.5% - 3.0% (sobre VRN) Fijo durante el periodo regulatorio

AOM de referencia para cada transmisor AOMref = AOMG 2001-2007 + AOMR 2008j p g AOMref AOMG 2001 2007 + AOMR 2008

2 %AOM2009 = %AOMref

A partir de 2010: AOMR t-1 + AOMG t-1

2

j p g AOMref AOMG 2001 2007 + AOMR 2008

2 %AOM2009 = %AOMref

A partir de 2010: AOMR t-1 + AOMG t-1

22 Rango:

- Límite superior: % AOMref + 0.4%- Límite inferior: 1%

No incluye los gastos relacionados con

2 Rango:

- Límite superior: % AOMref + 0.4%- Límite inferior: 1%

No incluye los gastos relacionados con o c uye os gastos e ac o ados coactividades diferentes a la de la prestación del servicio de Transmisión

o c uye os gastos e ac o ados coactividades diferentes a la de la prestación del servicio de Transmisión

Aplicación de la metodología de remuneración de AOM

AOM LÍMITE SUPERIORPAOM Referencia + 0.4%

AOMAOMAOM

Semisuma Reconocido

Referencia

PAOM ReferenciaRango

establecido con base en PAOM

Semisuma Reconocido

+Real año 1

AOM

Reconocido+

Real año 2

LÍMITE INFERIOR

base en PAOM Referencia

…Reconocido Real Reconocido Real Reconocido

LÍMITE INFERIOR1.0%

Año 1 Año 2 Año 3Año 1 Año 2 Año 3


Calidad, Servicio y Potencia


Esquema basado en Disponibilidad

Esquema basado en Disponibilidad, Energía No Suministrada y


Esquema basado en Disponibilidad

Esquema basado en Disponibilidad, Energía No Suministrada yg y Otros Activos No Operativos

Compensación en función de:– Disponibilidad y número de eventos

Compensación en función de:– Disponibilidad, – Energía No Suministrada

g y Otros Activos No Operativos

Compensación en función de:– Disponibilidad y número de eventos

Compensación en función de:– Disponibilidad, – Energía No Suministrada

– Utilizando función Weibull– Otros Activos No Operativos– NO utiliza función Weibull

Metas de disponibilidad (horas anuales):– Autotransformadores (48)

Lí 230 kV (24 36)

Metas de disponibilidad (MHAI), horas anuales:– Autotransformadores (28)

Lí 230 kV (20)

– Utilizando función Weibull– Otros Activos No Operativos– NO utiliza función Weibull

Metas de disponibilidad (horas anuales):– Autotransformadores (48)

Lí 230 kV (24 36)

Metas de disponibilidad (MHAI), horas anuales:– Autotransformadores (28)

Lí 230 kV (20)– Líneas 230 kV (24-36)– Líneas 500 kV (72)– Módulo compensación (48)– Bahías (15)

– Líneas 230 kV (20)– Líneas 500 kV (37)– Módulo compensación (15)– Bahías de línea y trafo (15)– Bahía de compensación (16)

– Líneas 230 kV (24-36)– Líneas 500 kV (72)– Módulo compensación (48)– Bahías (15)

– Líneas 230 kV (20)– Líneas 500 kV (37)– Módulo compensación (15)– Bahías de línea y trafo (15)– Bahía de compensación (16)a a de co pe sac ó ( 6)– Módulo Barraje (15)– Otros Activos (10)

a a de co pe sac ó ( 6)– Módulo Barraje (15)– Otros Activos (10)



Exclusión de– Eventos menores a 10 minutos– Indisponibilidad causada por terceros

NO exclusión de– Eventos menores a 10 minutos– Indisponibilidad causadas por terceros


Exclusión de– Eventos menores a 10 minutos– Indisponibilidad causada por terceros

NO exclusión de– Eventos menores a 10 minutos– Indisponibilidad causadas por terceros

Exclusión de– Indisponibilidades por fuerza mayor

Exclusión de– Indisponibilidades por catástrofes naturales y

actos de terrorismo (sólo por 6 meses)

Calidad de la potencia: Calidad de la potencia:

Exclusión de– Indisponibilidades por fuerza mayor

Exclusión de– Indisponibilidades por catástrofes naturales y

actos de terrorismo (sólo por 6 meses)

Calidad de la potencia: Calidad de la potencia:Calidad de la potencia:– La CREG establecería el procedimiento para

la desconexión de los equipos responsables de una deficiencia en la calidad de la potencia

Calidad de la potencia:– Responsabilidad a cargo del transmisor por

la desconexión del usuario

Calidad de la potencia:– La CREG establecería el procedimiento para

la desconexión de los equipos responsables de una deficiencia en la calidad de la potencia

Calidad de la potencia:– Responsabilidad a cargo del transmisor por

la desconexión del usuario


Agenda





Interconexión Colombia – Panamá

El proyecto integrará el mercado andino con el mercado centroamericano con los

Enlace fundamental para la integración eléctrica de América

mercado centroamericano con los consecuentes beneficios para los países (agentes y usuarios) El estado actual de estos mercados constituye

un incentivo para el desarrollo de la interconexión, como base para la construcción de un mercado integrado supra regional.

SociedadInterconexión Eléctrica Colombia-Panamá S.A.te co e ó éct ca Co o b a a a á S

Constituida en mayo de 2007.Constituida en mayo de 2007. Los accionistas (ISA – ETESA) poseen cada uno el

cincuenta 50% de las acciones. Su objeto principal es desarrollar actividades de Su objeto principal es desarrollar actividades de

transmisión de energía eléctrica, operación y mantenimiento de líneas y redes de transmisión de electricidadelectricidad

Portal: www.interconexioncp.com

32

Resumen del Proyecto

Una línea de transmisión eléctrica de aproximadamente 614 km (340km enterritorio Colombiano y 274km en territorio Panameño), en corriente directa(HVDC), entre las subestaciones Cerromatoso en Colombia y Panamá II en( ), yPanamá.

La capacidad de transporte de la línea será de 300 MW en su primera etapa(con posibilidad de ampliación a 600 MW en una segunda etapa).

Distribución de la Inversión

Línea Aérea 325 km

Cable Marino 15 km

C l bi

Línea Aérea 234 km

Cable Marino 40 km

P á ColombiaPanamá3%

32%38%

LíneasCable

27%

38% CableEstacionesElectrodos

Puntos de conexión Colombia - Panamá

Febrero 2009: La UPME (Colombia) encuentracoherencia entre los análisis efectuados por ISA, loscoherencia entre los análisis efectuados por ISA, losefectuados por la UPME y la viabilidad técnica delproyecto y emite concepto técnico aprobatorio para laconexión del proyecto.y

Mayo 2009: La ASEP (Panamá) autoriza a laempresa Interconexión Eléctrica Colombia – Panamáempresa Interconexión Eléctrica Colombia PanamáS.A. para que acuda a la Autoridad Nacional delAmbiente y obtenga la aprobación del Estudio deImpacto Ambiental relativo a la construcción,explotación y operación del sistema de transmisiónde energía para la interconexión entre los dos países.

35

Acuerdo Regulatorio

Armonización de los marcos institucionales, normativos y regulatorios que aseguren el intercambio y g ginternacional de energía eléctrica

El marco general prevé el libre acceso a la interconexión, a las redes nacionales y a lasinterconexión, a las redes nacionales y a las transacciones internacionales de electricidad

Intercambios de corto plazo: despacho coordinadoT i d l l i ió d l Transacciones de largo plazo: asignación de los Derechos Financieros de Acceso (esquema de subasta)

36

Plan general de actividadesProyecto Colombia - Panamá

Investigación y Desarrollo Construcción Opera

CT RS-T1241

CT RG-T1663CT RG-T1663

37

Actividades prioritarias a ejecutar en 2009

Ejecución de estudios técnicos (ingeniería) yambientales (EIAS).a b e a es ( S)

Acompañamiento en el ajuste de los marcosnormativos.

E t t ió fi i Estructuración financiera.

Transferencia de conocimiento en tecnología decorriente directa (HVDC) – primera experiencia en laregión.

Interconexión Eléctrica Colombia - Panamá


Agenda





II Jornadas Técnicas de Operación y Mantenimiento de Sistemas de Transmisión de Energía

Trabajos dirigidos a optimizar y mejorar las prácticas de operación y mantenimiento, buscando cada vez más una mejor prestación de nuestros servicios, aumento en la confiabilidad del servicio y disponibilidad de nuestrosservicios, aumento en la confiabilidad del servicio y disponibilidad de nuestros equipos.

Alrededor de 200 representantes de las empresas del grupo empresarial ISA, vinculadas al negocio transporte de energía en Bolivia, Brasil, Perú y Colombia, participaron en las II Jornadas Técnicas de Operación y Mantenimiento, certamen en el que se presentaron 48 trabajos en Líneas, Subestaciones, Ambiental, Operación y Protección y Control de los cuales fueron ganadores:

PUESTO TRABAJO AUTOR EMPRESA

PrimeroExperiencia en el uso de aisladores poliméricos en zonas de alta Iván Mari REP –as Primero poliméricos en zonas de alta contaminación. Loardo Perú

Segundo

Disminución del impacto de los atentados mediante el refuerzo de torres en el circuito Los Palos –Cañolimón

Carlos Gaitán

ISA –Colombia

Líne

a

Cañolimón.



PrimeroCaracterización de fenómenos de desgaste y deterioro en interruptores de potencia y su aplicación en la Alberto ISA –

Ccion

es

Primero en interruptores de potencia y su aplicación en la definición de la estrategia de mantenimiento. Herreño Colombia.

Segundo La experiencia brasileña en el mantenimiento de transformadores y reactores utilizando aceite con azufre corrosivo.

Carlos Guilherme Gonzales

CTEEP –Brasil

Sube

stac


Primero Emobile asset Management Juan Pablo ISA – Colombia

Scc

ión

trol

Primero Emobile asset Management. Rincón ISA Colombia.

Segundo Visor multimedia para la consulta de la información técnica aplicado a nuevos proyectos.

Julio César Patiño ISA – Colombia

Prot

ecy

Con

t


PrimeroSistema de inferencia difuso para identificar eventos de falla en tiempo real del STE usando registros SOE.

Luis Everley Llano

ISA –Colombia.

raci

ón

Segundo Efeito do acoplamento mútuo de seqüência zero na determinação da direcionalidade de relés polarizados por tensões residuais.

Emilio César Neves Rodrigues

CTEEP -BrasilO

per


PUESTO TRABAJO AUTOR EMPRESAal

Primero

Innovación tecnológica en medio ambiente, una inversión con beneficio empresarial: Caso del desarrollo de desviadores de vuelo para líneas de alto voltaje.

Luis Fernando Cadena

ISA –Colombia.

Mecanismos de desarrollo limpio (mdl) para la José Mauricio ISA –Soci

al

Am

bien

ta

Segundo Mecanismos de desarrollo limpio (mdl) para la reducción de emisiones de gas SF6.

José Mauricio Restrepo

ISA Colombia

En julio de 2010 haremos las III Jornadas Técnicas de Operación y Mantenimiento, orientadas al tema:

“Ri id d E l i T t d E í ”“Rigurosidad y Excelencia en Transporte de Energía”.


Agenda

1. Proyecto de Confiabilidad: Plan de Acción 2007 –2009.

2. Repotenciación de las subestaciones San Carlos y2. Repotenciación de las subestaciones San Carlos y Chivor a 230 kV (video).

3. Cambios en la Resolución CREG 011/2009. 4 Avances en el Proyecto de Interconexión Colombia –4. Avances en el Proyecto de Interconexión Colombia –

Panamá. 5. II Jornadas Técnicas de Operación y Mantenimiento de

Sistemas de Transmisión de Energía - 2008Sistemas de Transmisión de Energía - 2008.6. Premio Andesco: Responsabilidad Social Empresarial

Compromisos y programas

ProgramasCompromisos de la Sociedad ProgramasCompromisos de la Sociedad

Inst

ituci

onal

a ed

ucac

ión

stig

ació

n y

el

tecn

ológ

ico

Con

vive

ncia

ISA

Reg

ión

ón A

mbi

enta

l

mun

icac

ión,

a

y S

ocie

dad

Sol

idar

idad

Prestar servicios con calidad y

Respetar los DDHH

Prestar servicios con calidad y

Respetar los DDHH

stitu

cion

al

educ

ació

nga

ción

y e

l ec

noló

gico

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venc

ia

SA

Reg

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Contribuir al bienestar social Contribuir al bienestar social Forta

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Información oportunaInformación oportuna

Contribuir al desarrollo sostenible,empleo productivo y calidad en la educación

Potenciar competencias y focalizar acciones

Plataforma de relaciones sociales e institucionales a partir

Consolidar ventajas competitivas, sinergias y un perfil adecuado para lograr l bj ti t d lde ISA - Región

Experiencia en

Empleo Productivo Sostenible

los objetivos y metas de los negocios del grupo empresarial:

Capitalizando las l i didparticipación ciudadana

y comunitaria durante la gestión ambiental en

construcciónApoyo a la calidad

de la educación

lecciones aprendidas;

Asegurando la transferencia de las mejores prácticas;

Incorporación de los DDHH en la gestión de Fortalecimiento

Optimizando los recursos, haciendo extensivos los resultados;

Aprovechar el sistema de información geográfico (ambiental, fli i l fli d ) l d

los riesgos sociopolíticos

Institucional Focalizando acciones:

conflicto social y conflicto armado) para soportar la toma de decisiones a nivel de las empresas del Grupo en Colombia.

Nuestros agradecimientos

ISA y su filial TRANSELCA avanzan con sus clientes brindándolessoluciones integrales para el acceso al Sistema Interconectado Nacional -SIN-; el estudio y construcción de líneas de transmisión y subestaciones

eléctricas; y la administración, operación y mantenimiento de los activos que conforman las conexiones.

El conocimiento y la trayectoria de ISA y TRANSELCA les permite satisfacer las necesidades y expectativas de sus clientes, facilitándoles el y p

cumplimiento de sus objetivos empresariales.Cuando ISA y TRANSELCA avanzan, sus clientes también lo hacen.

medellín, 1 de septiembre de 2009 - intercolombia.com. gerencia de transporte... · diagnóstico...

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