presentación de powerpoint · 2019-03-30 · centro nacional de despacho - cnd documento xm - cnd...
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Dirigido al Consejo Nacional de Operación – CNO
Documento XM - CND – 024
Jueves, 9 de abril de 2015
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Condición Operativa SIN
Informe de la operación real y esperada del Sistema Interconectado Nacional y de los riesgos para
atender confiablemente la demanda
Dirigido al Consejo Nacional de Operación como encargado de acordar
los aspectos técnicos para garantizar que la
operación integrada del Sistema Interconectado
Nacional sea segura, confiable y económica, y ser
el órgano ejecutor del reglamento de operación
Reunión Ordinaria
Centro Nacional de Despacho - CND
Documento XM - CND – 024
Jueves, 9 de abril de 2015
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Contenido
Situación operativa
• Mantenimientos gas
• Indicadores de calidad de la operación
• Experiencias operativas
Variables en el SIN
• Reservas y aportes
• Generación
• Demanda
Panorama energético
• Análisis energético de mediano plazo
• Análisis energético de largo plazo
Situación eléctrica • Restricciones en el SIN
Situación operativa
Mantenimientos gas
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Información dada por los agentes en reuniones y teleconferencias del COMI.
Mantenimientos del sector gas relevantes en el SIN (abril - mayo)
Campo de Producción Cupiagua
• Horizonte: Del 25 de marzo al 07 de Abril
• Agente Involucrado: ECOPETROL
• Restricción: Campo de producción Cupiagua fuera de servicio.
• Balance de los trabajos: Mantenimiento coordinado de manera satisfactoria.
• Los trabajos fueron coordinados con la salida total de la planta Termocentro.
• Las plantas térmicas en el interior del país ofertaron acorde a su disponibilidad de combustible.
• Por inconvenientes en el restablecimiento del campo, Ecopetrol pospuso el inicio de entregas para abril 08 e informó que las cantidades previamente aprobadas para abril 07 serían respaldadas.
Campo de Producción Guajira
• Horizonte: 16, 17 y 18 de Mayo
• Agente Involucrado: CHEVRON
• Restricción: Disponibilidad Campo Guajira:
• Mayo 16 – 400 MPCD, mayo 17 – 241 MPCD, mayo 18 – 239 MPCD
• Impacto: Se tendrá afectación para el sector Termoeléctrico en costa Caribe. Se requiere coordinación gas-electricidad-Líquidos.
• Los trabajos tendrán perfil horario de disponibilidad del campo, el cual esta en proceso de ser informado por CHEVRON. Estos trabajos serán coordinados en el COMI del 09 de abril.
Indicadores de calidad
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Eventos Transitorios de Frecuencia
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Tensión fuera de rango
En el mes de marzo se presentó un (1) evento de tensión en el sistema.
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2015-01 2015-02 2015-03
Núm
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de E
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Eventos de Tensión Fuera de Rango 2015
Indice Mensual
Indice Acumulado
Máximo
El día 10 de marzo de 2015 a las 10:32 horas dispararon todos los elementos asociados a la subestación
Termo Flores II 220 kV, con aproximadamente 350 MW de generación de TermoFlores IV. El agente reporta
disparo asociado a la consignación C0112399 sobre el modulo común de Termo Flores II 220 kV. La frecuencia
alcanza un valor mínimo de 59.59 Hz.
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Porcentaje de DNA Programada
Por CAUSAS PROGRAMADAS se dejaron de atender en el mes de marzo 1.33 GWh. Las demandas no atendidas más significativas fueron: 12/03/2015. DNA de 193.22 MWh por trabajos de las consignaciones nacionales C0118900 y C0118905 sobre los activos Jamondino - Junin
115 kV y Junin - Buchely 115 kV. 25/03/2015 . DNA de 278.74 MWh y 26/03/2015 . DNA de 251.17 por MWh por trabajos de las consignaciones nacionales, con las que se
hizo apertura de los circuitos Los Palos - Toledo 230 kV, Toledo - Samore 230 kV, Samore - Banadia 230 kV y Banadia - Caño Limón 230 kV
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Porcentaje DNA No Programada
Por CAUSAS NO PROGRAMADAS se dejaron de atender en el mes de marzo 1.33 GWh . Las demandas no atendidas más significativas fueron: 31/03/2015 DNA de 108.94 MWh Indisponibilidad del circuito Cuestecitas-Riohacha 110 kV. El agente reporta
que encontró un pararrayos reventado en la subestación Riohacha 110 kV. 31/03/2015 DNA de 246.84 MWh Indisponibilidad de la bahía de línea en Planeta Rica hacia Cerromatoso 110 kV
quedando sin tensión la subestación Planeta Rica 110 kV. El agente reporta actuación de protección mecánica en el transformador de Planeta Rica 110/34.5/13.8 kV.
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Amortiguamiento del modo de muy baja frecuencia
SÉPTIMO: Mide el comportamiento global del amortiguamiento del modo de
oscilación de muy baja frecuencia presente en el SIN, evidenciado en el seguimiento operativo diario mediante el reporte de los modos de oscilación.
• Se calcula como: 𝑰 = (𝑵𝒖𝒎𝒆𝒓𝒂𝒅𝒐𝒓/𝑫𝒆𝒏𝒐𝒎𝒊𝒏𝒂𝒅𝒐𝒓)∗𝟏𝟎𝟎
Dónde:
Numerador:
Se consideran los modos de oscilación del SIN con las siguientes características:
Frecuencia Amplitud Amortiguamiento Amortiguamiento sostenido
Duración
< 0.1 Hz > 40 mHz < 10% < 20% > 60s
Denominador:
Se determina el porcentaje de participación de éstos modos, respecto al total de modos identificados con las siguientes características:
Frecuencia Amplitud Amortiguamiento Amortiguamiento sostenido
Duración
< 0.1 Hz > 10 mHz Cualquiera Cualquiera > 60s
Se excluyen los eventos en el STN >N-1 (exceptuando las condiciones que
estén siendo cubiertas en la operación) y/o eventos de pérdida de generación ≥ 273 MW.
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Amortiguamiento del modo de muy baja frecuencia
Experiencias operativas
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Mantenimiento C0111973 y C0119353
Tebsa 110 kV
Tebsa 220 kV
20 Julio 110 kV
Tflores 220 kV
Nva B/quilla 220 kV
Silencio 110 kV
Sabanalarga 220 kV
Nv
Bar
ano
a1
10
kV
Sabana 110 kV
Malambo 110 kV
Cordialidad 110 kV
Unión 110 kV
Centro 110 kV
El R
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kV
Oasis 110 kVTf
lore
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VTf
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10
kV
Las Flores 110 kV
Tebsa 110 kVBarranquilla
Tebsa 220 kV
Flo
res
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ore
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V
Flores 4220 kV
CONVENCIONES
230 kV
115 kV
34.5 kV.
<=13.2 kV
Mantenimiento
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Riesgo Demanda No Atendida No Programada en Barranquilla Consignaciones de alto impacto para la subarea Atlántico, que debieron finalizar el viernes 3 de abril (P18), se extendieron hasta el sábado 4 de abril (P16), generando riesgos para la atención confiable y segura de la subarea.
Se recomendaron traslados de carga (desde Silencio a Oasis).
Alto riesgo de desatención de demanda, no programada, en Barranquilla.
Entre el periodo 10 y el 15 la línea Oasis - Silencio 110 kV alcanzó el 94% de cargabilidad en estado estacionario.
Entre el periodo 1 y el 15 no se soportaban contingencias Oasis - Silencio 110 kV ni Oasis - Centro 110 kV.
Entre los periodos 8 y el 15 no se soportaban, adicional a las anteriores, contingencias TermoFlores I - Oasis 110 kV ni TermoFlores II - Oasis 110 kV.
Fue necesario dejar en línea generación en Flores 1 y Flores IV (generación de seguridad) y limitar generación en TEBSA.
Variables en el SIN
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Reservas hídricas
En marzo de 2015 las reservas finalizaron en: 45.11%
42.7% del SIN
29.4% del SIN
Porcentaje de las reservas que
representan en el SIN
Estado actual del SIN – Abril 8
45.16%
7,257.28 GWh
6,054.47 GWh
5,233.53 GWh
4,181.88 GWh
443.68 GWh
153.46 GWh
La capacidad útil ha variado (disminuyó en 21.8 GWh) por actualización de los Factores de Conversión Medianos (Acuerdo 694). EPSA reportó FC medianos posterior al plazo (enero 1 - a marzo 31). Esta pendiente el reporte de Chivor.
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Desembalsamiento
Desde el 30 de noviembre de 2014 a la fecha, el embalse agregado del SIN ha disminuido en 33.53 puntos porcentuales (5,407.39 GWh), lo que equivale a un desembalsamiento promedio de 42.58 GWh-día.
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Evolución del embalse agregado SIN y Principales embalses
Datos hasta el 8 de abril de 2015
7,252.25 GWh
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Seguimiento aportes hídricos históricos SIN – enero 2013 - abril 2015 (aporte regional acumulado)
Nota: Los aportes acumulados son
calculados con la información
operativa informada por los agentes
Los aportes hídricos de marzo de 2015 terminaron en 88.29 GWh-día (86.46%). Por su parte en abril, hasta el día 8, se encuentran en 135.74 GWh-día (85.01%).
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Generación
oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15
Térmica Total 50.38 43.95 47.73 52.31 42.78 49.16 38.46
A Ecuador 2.08 4.60 4.36 2.72 1.95 4.25 0.85
A Venezuela 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Total 2.08 4.60 4.36 2.72 1.95 4.25 0.85
Desde Ecuador 0.13 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03
Generación - promedio mes (GWh-día)
Exportaciones - promedio mes (GWh-día)
Importaciones - promedio mes (GWh-día)
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Demanda de energía SIN – Marzo 2015 (Preliminar)
Panorama energético
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Fechas dada por el auditor en el último informe de seguimiento a la curva “S”.
* Información suministrada por el promotor.
Gecelca 3 (T) 150 MW 30 de abril de 2015
Gecelca 32 (T) 250 MW 28 de julio de 2016 *
Tasajero II (T) 160 MW 1 de diciembre de
2015
Cucuana (H) 55 MW 1 de junio de 2015
Quimbo (H) 396 MW 2 de Septiembre de 2015
Carlos Lleras Restrepo (H) 78.1 MW
Primera Unidad: 15 de junio de 2015*
Segunda Unidad: 5 de julio de 2015*
San Miguel (H) 42 MW 1 de diciembre de 2015
Información básica simulaciones Proyectos de generación
Ituango: (H) 1200 MW 25 de mayo de 2019
Termonorte (T) 88 MW 1 de Diciembre de 2017*
Porvenir II (H) 352 MW 16 de enero de 2020**
Ambeima (H) 45MW 1 de enero de 2019**
Eólicas: 1 de enero 2019 Irriapa 99 MW
Carrizal 195 MW Casa Eléctrica 180 MW
** Perdió OEF.
Análisis Energético Mediano Plazo
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Información básica simulaciones Información general 2 años
Demanda
Escenario Medio UPME Rev. (marz/2015)
Tipo de Estudio e Hidrología
Estocástico 100 series sintéticas
3 hidrologías determinísticas
Precios de combustibles
Precios UPME (Diciembre de 2014) +
Gas OCG a 11.28 US$/MBTU
Costos de racionamiento
Último Umbral para abril de 2015 publicado
por la UPME 6631.91 $/kWh
Plantas menores Desbalance
Hídrico
14 GWh/día
Parámetros
Heat Rate Térmicas: valores reportados incrementadas
en 15%.
IHF reportados para el cálculo de la ENFICC (Unidades térmicas)
IH e ICP calculados para las plantas hidráulicas
Combustible
Contratos de líquidos y gas. Los contratos de
gas incluyen las cantidades reportadas por los agentes en el
mercado secundario al CNO.
*Información suministrada por CENACE. Reunión bilateral 25/02/15
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28 Panorama energético
Con la información y escenarios considerados en el modelo energético, se observa que el SIN cuenta con los recursos suficientes para atender la demanda nacional en forma satisfactoria durante el horizonte presentado.
La posibilidad de que las condiciones de calentamiento en el Pacífico continúen y/o se refuercen en 2015, podrían ocasionar la disminución de los aportes hídricos frente a los históricos. De allí la necesidad de mantener el monitoreo permanente a la evolución de la situación hidroclimática incorporándola en el análisis energético.
(*) Caso 1 - Bajos Aportes SH (marzo 2015) (*) Caso 2 - GESS percentil 10 + año 1992 (*) Caso 3 - Analogía Climática Esperada (año 53-54)
Análisis Energético Largo Plazo
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Información básica simulaciones Información general 10 años
Demanda
Escenario Medio UPME Rev. (Nov/2014)
Tipo de Estudio e Hidrología
Estocástico 100 series sintéticas
Precios de combustibles
Precios UPME (Diciembre de 2014) +
Gas OCG a 11.28 US$/MBTU
Costos de racionamiento
Último Umbral para marzo de 2015
publicado por UPME
Plantas menores
Desbalance Hídrico
14 GWh/día
Parámetros
Heat Rate Térmicas: valores reportados
incrementadas en 15%.
IHF reportados para el cálculo de la ENFICC (Unidades térmicas)
IH e ICP calculados para las plantas hidráulicas
Combustible
Contratos de líquidos (todo el horizonte) y gas (2015-2016) reportadas por los agentes en el mercado
secundario al CNO.
Entrada de la planta de regasificación Enero de
2017.
Se incluye sensibilidad al atraso de la planta de
regasificación de un año.
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Información básica simulaciones Plan de expansión de Ecuador Proyecto Hidráulico
Capacidad [MW]
Fecha
San José de Tambo 8 abr-15 San Bartolo 48.7 abr-15 Chorrillos 3.96 jun-15 Dudas (Mazar - Dudas) 7.4 jul-15 Topo 29.2 ago-15 San Antonio (Mazar - Dudas) 7.19 sep-15 Paute - Sopladora U1 162 dic-15 Toachi - Pilatón, Sarapullo 49 dic-15 Coca Codo Sinclair U1, U2 360 feb-16 Paute - Sopladora U2 162 feb-16 Coca Codo Sinclair U3, U4 360 mar-16 Toachi - Pilatón, Alluriquín 253 mar-16 Quijos, U1 16.7 mar-16 Paute - Sopladora U3 162 abr-16 Delsitaniisagua, U1 60 abr-16 Quijos, U2 16.7 may-16 Coca Codo Sinclair U5, U6 360 jun-16 Delsitaniisagua, U2 60 jun-16 Quijos, U3 16.7 jul-16
Delsitaniisagua, U3 60 ago-16 Coca Codo Sinclair U7, U8 360 sep-16 Sabanilla 30 oct-16 Minas - San Francisco, U1 92 nov-16 Tigre 80 ene-17 Due 49.7 jul-17 Chirapi - Chon 351 oct-21 Cardenillo 588.3 dic-21 La union 87 nov-23 Tortugo 201 feb-25 Chesp - Preal 460 dic-25
Total 4501 MW
Proyecto Térmico Capacidad
[MW] Fecha
Termogas Machala 77 ago-15
Termogas Machala CC 100 abr-16
CCGas natural 375 sep-17
Pascuales 120 oct-23
Esclusas 100 oct-23
Babahoyo 80 oct-23
Chorrillo 400 oct-25 Total 1252 MW
Otros Proyectos Capacidad
[MW] Fecha
Fotovoltaico 25 jul-15
*Información suministrada por CENACE. Reunión bilateral 25/02/15
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* Ultimo estudio “GENERACIÓN DE SEGURIDAD Y LÍMITES DE TRANSFERENCIA DE POTENCIA ENTRE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE COLOMBIA Y ECUADOR” XM- Cenace Diciembre 2014.
Con la entrada de la generación de Coca Codo Sinclair en febrero de 2016, las transferencias de Ecuador hacia Colombia pueden ser aumentadas. Por lo tanto se estima que esta puede llegar a ser de aproximadamente 200 MW en todos los periodos del día.
Información básica simulaciones Límites intercambios con Ecuador
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• Fecha de entrada: 1
de Enero de 2019 • Capacidad del enlace
400 MW (bipolo, con retorno metálico).
• Panamá hacia Colombia 0 MW.
* Información suministrada por ICP
Información básica simulaciones Interconexión con Panamá
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Resultados
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Resultados – Generación eólica
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Resultados – Intercambios con Ecuador
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Resultados – Intercambios con Panamá
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Información básica simulaciones Disponibilidad de Gas
Planta de Regasificación 400 GBTUD. Enero 2017
Se considera que la planta de regasificación atiende únicamente demanda térmica. La declinación de disponibilidad de Gas en el interior considera la misma tasa de declinación indicada por UPME en Balance de Gas Natural en Colombia 2015 – 2023 publicado en el mes de febrero de 2015
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Caso sensibilidad: Atraso en la entrada de la planta de regasificación de un año
Entr
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Entr
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Conclusiones
• Con los supuestos considerados en el estudio, se atiende confiablemente la demanda de Colombia y las exportaciones asociadas a Panamá y Ecuador.
• Con la información de expansión y demanda considerada para los sistemas de Colombia y Ecuador, se observa que dependiendo de las condiciones hidrológicas en cada uno de los países se alcanzan los máximos valores de intercambio en ambos sentidos.
• Se observa un comportamiento complementario de la generación eólica con respecto a los aportes del sistema colombiano, brindando una mayor confiabilidad para la atención de la demanda.
Índices Estatuto Riesgo de Desabastecimiento
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Niveles de alerta y condición del Sistema Res CREG 026/2014
ED PBP AE Condición
Vigilancia
Vigilancia
Riesgo
Vigilancia
Vigilancia
Normal
Vigilancia
Normal
El estado de Vigilancia se confirma si el Nivel agregado de los aportes promedio mes en energía del SIN (HSIN) del mes anterior es menor a 90 % del promedio histórico de aportes
Fecha Niveles de
alerta
Condición del
Sistema HSIN Fecha
Niveles de alerta
Condición del
Sistema HSIN
Ago. 08 Normal 97.36% Dic. 19 Vigilancia 89.10%
Sep. 05 Vigilancia
85.09%
Dic. 29 Vigilancia
Sep. 12 Vigilancia Ene. 05 Vigilancia
88.16%
Sep. 19 Vigilancia Ene. 09 Vigilancia
Sep. 26 Vigilancia Ene. 16 Normal
Oct. 08 Vigilancia 89.24% Ene. 23 Vigilancia
Oct. 10 Vigilancia
89.33%
Ene. 30 Vigilancia
Oct. 17 Vigilancia Feb. 6 Vigilancia
81.56% Oct. 24 Vigilancia Feb. 13 Vigilancia
Oct. 31 Vigilancia Feb. 20 Vigilancia
Nov. 07 Normal 90.42% Feb. 27 Vigilancia
Dic. 05 Vigilancia 89.10%
Mar.06 Normal 110.1%
Dic. 12 Normal Abr. 10 ? ? 90.36%
Situación eléctrica
Situación área Oriental
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Proyecto Nueva Esperanza FPO inicial: Octubre 2012 FPO Actual: 2016
Incremento capacidad de transferencia corte Primavera – Bacatá 500 kV.
Mitigación restricción corte Guaca - Mesa 1 y 2 220 kV y requerimiento de unidades obligatorias de PAGUA.
Reducción limitación por cortes en red de 115 kV de Bogotá (Torca - Castellana / Autopista - Castellana y Torca - La Calera / Torca – Aranjuez)
PLAN DE CHOQUE (Retraso proyecto)
SVC Tunal – Nov 2014
Compensación Capacitiva Bacatá, Usme y Tibabuyes - dic 2014
Segundo Transformador Bacatá 500/115 kV – Abril 2015
STATCOM Bacatá – Noviembre 2015
Compensación capacitiva Meta – Septiembre de 2015
Resultados pruebas de potencia reactiva Chivor y Guavio.
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Impacto Plan de Choque Disminución unidades equivalentes para soporte de tensión.
Corte Primavera – Bacatá 500 kV (520 720 MW)
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ProyectoGeneracion
Tunjita
CargasRUBIALES
Barra 2
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STATCOM BacTorca 220
Torca 115
Primavera 500
Guavio 220
Circo 220
Circo 115
Chivor 220
Bacata 500
Bacata 220 Bacata 115
Tunjita 115
Gran Sabana ..Gran Sabana ..Gran Sabana ..Gran Sabana ..
Familia 115
Refisal 115
Leona 115
Agafano 115
T Peldar 115
Chia 115
Guavio 115
Sesquile 115
Zipaquira 115
Simijaca 115
Ubate 115
Peldar 115
Chiquinquira 115
La Calera 115
Termo Zipa 115
Suba 115
Aranjuez 115
Calle 51 115
Santa Maria 115
Guateque 115
Diaco COD 115
Tenjo 115
Concordia 115
Carrera 5 115Caqueza 115
El Sol 115
Victoria EEB 115
San Carlos 500-220
Nordeste 220-115
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Barra 2
Barra 1
STATCOM BacTorca 220
Torca 115
Primavera 500
Guavio 220
Circo 220
Circo 115
Chivor 220
Bacata 500
Bacata 220 Bacata 115
Tunjita 115
Norte 115
Gran Sabana ..
Familia 115
Refisal 115
Leona 115
Agafano 115
Norte 220
Chivor II 220
T Peldar 115
Chia 115
Guavio 115
Sesquile 115
Zipaquira 115
Simijaca 115
Ubate 115
Peldar 115
Chiquinquira 115
La Calera 115
Termo Zipa 115
Suba 115
Aranjuez 115
Calle 51 115
Santa Maria 115
Guateque 115
Diaco COD 115
Tenjo 115
Concordia 115
Carrera 5 115Caqueza 115
El Sol 115
Victoria EEB 115
San Carlos 500-220
Nordeste 220-115
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Área Oriental con Proyecto Norte FPO inicial: Octubre 2015 FPO Actual: 2017
CHIVOR II – 220 kV
NORTE 220 kV
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Impacto Proyecto Norte Disminución de tres (3) unidades equivalentes para soporte de tensión.
Corte Primavera – Bacatá 500 kV (720 760 MW)
Mitiga congestión líneas Chivor – Guavio 1 y 2 230 kV y red de 115 kV de Norte de Bogotá.
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Unidades 2015. Con proyectos al 2015. Conproyecto Norte
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Demanda actual vs. Demanda 2015 vs. Demanda 2016
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Actual Max 2015 Max 2016
Dmin 77.7% 72.4% 65.7%
Dmed 12.9% 4.1% 0.0%
Dmax 5.9% 0.0% 0.0%
Resumen de escenarios seguros de operación
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Centro - Oasis110
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Oasis -Termoflores I
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Oasis -Termoflores II
110
Oasis - Silencio110
Tebsa 3214.5/110
Tebsa 2 220/110
Activo Limitante
Porcentaje de Escenarios Limitados
Incremento de demanda y Agotamiento Red
Bajo los supuestos considerados, para la demanda máxima del 2015 y demanda media y máxima del 2016, no se observan despachos factibles de la generación de la subárea que permitan el cubrimiento de las contingencias N-1 del STR de la subárea.
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Operación subárea Atlántico Situación actual – Red Completa
Demanda mínima
Escenarios seguros 77%
Demanda media
Escenarios seguros 12.9%
Demanda máxima
Escenarios seguros 5.9%
No seguro. Aumento del rango operativo seguro
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Demanda mínima
Escenarios seguros 72.4%
Demanda media
Escenarios seguros 4.1%
Demanda máxima
Escenarios seguros 0%
No seguro. Aumento del rango operativo seguro
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Operación subárea Atlántico Demanda máxima 2015 – Red Completa
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Operación subárea Atlántico Demanda máxima 2016 Red Completa y sin proyectos.
Demanda mínima
Escenarios seguros 65.7%
Demanda media
Escenarios seguros 0%
Demanda máxima
Escenarios seguros 0%
No seguro. Aumento del rango operativo seguro
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160
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Operación subárea Atlántico Demanda máxima 2016 - considerando Esquemas Suplementarios
Demanda mínima
Escenarios seguros* 73.4%
Demanda media
Escenarios seguros* 6.7%
Demanda máxima
Escenarios seguros* 2.2%
No seguro. Aumento del rango operativo seguro
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160
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Conclusiones
Bajo los supuestos considerados, para la demanda máxima del 2015 y demanda media y máxima del 2016, no se observan despachos factibles de la generación de la subárea que permitan el cubrimiento de las contingencias N-1 del STR de la subárea.
Aun considerando la actuación de los Esquemas Suplementarios implementados actualmente en la subárea, para la demanda máxima del 2016 solo se cubren las contingencias N-1 en el 2.2% de los escenarios de generación analizados.
Recomendaciones
Acción Responsable
Acción Responsable Adelantar acciones tendientes a incrementar capacidad de
sobrecarga de los circuitos de las red de 110 kV ELECTRICARIBE
Seguimiento periódico al estado de los proyectos del STN y STR de la subarea, que minimice el riesgo de atraso de los mismos.
UPME – CNO-XM
Propuesta e instalación de Esquemas Suplementarios. ELECTRICARIBE
Revisión de medidas operativas de mitigación a nivel de las redes del STR y SDL. (Reconfiguraciones, traslados, etc)
ELECTRICARIBE
Revisión de los criterios de confiabilidad para la operación de la Subarea Atlántico
CNO XM
Adecuada coordinación de mantenimientos entre todos los agentes en la subarea Atlántico.
TRANSELCA – ELECTRICARIBE –
GECELCA – CELSIA – TEBSA – XM
Revisar potencial de excedentes de autogeneradores y cogeneradores de la subarea
UPME – ELECTRICARIBE - CNO
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XM
S.A
. E
.S.P
.
Seguimiento modos de muy baja frecuencia.
Enero Febrero Marzo
Calidad Calidad Calidad
Numerador Denominador Indicador Numerador Denominador Indicador Numerador Denominador Indicador
2 619 0.32310178 5 519 0.61511424 6 620 0.73947668