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

30 de octubre de 2008

ConfiabilidadSistemas de Potencia

Desempeño mercado de energía: Resultado de múltiples actores

• Precios• Calidad• Confiabilidad• Seguridad

Maximizaciónde beneficios

CO

ST

O

CONFIABILIDAD100%

Confiabilidad definiciones

• Confiabilidad: Probabilidad de que el sistema cumpla sus objetivos adecuadamente, durante un período determinado de tiempo y bajo unas condiciones dadas de operación.

• Seguridad: Capacidad de un sistema para responder a una contingencia dada.

• Riesgo: es un evento incierto cuya posibilidad de ocurrencia y consecuencias afectan los recursos y objetivos del sistema.

Características de los riesgos

Probabilidad:

asociada a la causa

Evento:

suceso incierto

Impacto:

asociado a la consecuencia

Medida: que hago para protegerme

Cono de incertidumbre

•Información histórica

•Regulación

INC

ER

TID

UM

BR

E

TIEMPO

CO

ST

O

CONFIABILIDAD

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

09/10/08 16/10/08 23/10/08 30/10/08 06/11/08 13/11/08 20/11/08 27/11/08 04/12/08 11/12/08 18/12/08 25/12/08

H C GX GC GI FO6 FO2

Cono de incertidumbreIN

CE

RT

IDU

MB

RE

TIEMPO

Externalidades

• Entorno macroeconómico

• Acceso a financiación

• Restricciones ambientales

• Políticas energéticas

• Orden público

• Disponibilidad combustibles

• Disponibilidad equipos

• Coordinación intrasectoriales

• Reposición de equipos

• Prácticas operativas

• Idoneidad recurso humano

CO

ST

O

CONFIABILIDAD

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

09/10/08 16/10/08 23/10/08 30/10/08 06/11/08 13/11/08 20/11/08 27/11/08 04/12/08 11/12/08 18/12/08 25/12/08

H C GX GC GI FO6 FO2

• Regulación

• Competencias Técnicas y Humanas

• Infraestructura del Sistema

• Protocolos de Comunicación

• Herramientas Disponibles

La seguridad del Sistema Interconectado Nacional depende de cinco aspectos básicos

8

La confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional depende:

1. Confiabilidad en generación

2. Confiabilidad en transporte• STN• STR, SDL

Algunas señales de confiabilidad en el SIN

Demanda no atendida por causas no programadas (%)

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

Ene

-07

Feb

-07

Mar

-07

Abr

-07

May

-07

Jun-

07

Jul-0

7

Ago

-07

Sep

-07

Oct

-07

Nov

-07

Dic

-07

Ene

-08

Feb

-08

Mar

-08

Abr

-08

May

-08

Jun-

08

Jul-0

8

Ago

-08

Sep

-08

Indice Mensual Límite

Carga eyectada

1

7

1111111111 2

2

24

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

Ma

r-0

6A

br-

06

Ma

y-0

6Ju

n-0

6Ju

l-0

6A

go

-06

Se

p-0

6O

ct-0

6N

ov-

06

Dic

-06

En

e-0

7F

eb

-07

Ma

r-0

7A

br-

07

Ma

y-0

7Ju

n-0

7Ju

l-0

7A

go

-07

Se

p-0

7O

ct-0

7N

ov-

07

Dic

-07

En

e-0

8F

eb

-08

Ma

r-0

8A

br-

08

Ma

y-0

8Ju

n-0

8Ju

l-0

8A

go

-08

Se

p-0

8

MW # ocurrencias

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

1. Confiabilidad en generación

50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

75,000

80,000

85,000

90,000

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GW

h

Confiabilidad en el Largo Plazo

Generación Escenarios Demanda

• Demanda

• Hidrología

• Combustibles

• Plan expansión

• Disponibilidad

• Capacidad

Fuentes de

Incertidumbre

• Cargo por Confiabilidad da señales de expansión.• Compatibilidad expansión – generación versus política energética del país.• Índices de disponibilidad afectados por aspectos comerciales sobreestimando la confiabilidad.

Año TWh %2007 52.9 4.0 2008 53.9 2.0 2009 55.1 2.3

ENFICC disponible verificada por tecnología

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

2007-2008 2010-2011 2011-2012 2012-2013 2018-2019

GW

h/a

ño

Hidráulicas Carbón Gas Líquido NDC Demanda objetivo

1.8%

16.9%

22.8%

12.1%

46.4%

1.8%

22.0%

19.3%

11.8%

45.1%

1.7%

20.9%

18.3%

11.2%

47.9%

1.6%

22.3%

17.6%

12.2%

46.3%

1.3%

18.3%

14.4%

10.0%

55.9%

2008

7%

14%

11% 3%

65%

Confiabilidad generación – LP Cargo por Confiabilidad cubrimiento de la demanda media hasta el 2019

Total: 4.245 MW

PROYECTO MW FECHA DE ENTRADAAMOYA 78 Jun-10PORCE III 660 Oct-10FLORES IV 160 Dic-10MIEL II 135 Nov-11CUCUANA 60 Dic-11GECELCA 150 Dic-12TERMOCOL 202 Dic-12QUIMBO 400 Jul-13SOGAMOSO 800 Jun-14PORCE IV 400 Jun-15ITUANGO 1200 Dic-18

201812% 2%

70%7%

9%

Hidráulicas Carbón Gas Líquido NDC

Expansión Generación

OEF Asignadas en el Esquema de Cargo por Confiabilidad

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

2007

-200

8

2008

-200

9

2009

-201

0

2010

-201

1

2011

-201

2

2012

-201

3

2013

-201

4

2014

-201

5

2015

-201

6

2016

-201

7

2017

-201

8

2018

-201

9

2019

-202

0

2020

-202

1

2021

-202

2

2022

-202

3

2023

-202

4

2024

-202

5

2025

-202

6

2026

-202

7

2027

-202

8

2028

-202

9

2029

-203

0

2030

-203

1

2031

-203

2

2032

-203

3

2033

-203

4

2034

-203

5

2035

-203

6

2036

-203

7

2037

-203

8

GW

h-a

ño

ENFICC Verificada NDC OEF TOTAL

OEF GPPS Demanda Media Upme Demanda Alta UPME

Año Alto CxC Dif2011 59.5 65.8 6.3 2012 61.7 69.3 7.6 2013 64.2 73.3 9.1 2014 66.7 2015 69.4 76.8 7.4 2016 72.3 80.7 8.4 2017 75.3 84.6 9.3 2018 78.6 86.6 8.0 2019 82.1 92.9 10.8

TWh/añoEsc. 3

Confiabilidad en el Mediano y Corto Plazo

Generación Demanda Atendida

• Combustibles

• Red – Transmisión

• Competencias Humanas

• Protecciones y controles

• Mantenimientos

Fuentes de

Incertidumbre

• Combustibles primarios que respaldan la ENFICC de las plantas térmicas.

• Concentración y cumplimiento de los mantenimientos:

– No cumplimiento del programa de mantenimiento. – Atención de la demanda pico de potencia.– Contratos de respaldo de energía firme dificultan la coordinación de mantenimientos.– Coordinación gas electricidad.– Responsabilidades en el ajuste de protecciones y controles de generación.

Número semanal de consignaciones nacionales Generación, STN y STR en 2008

• Aprox. 40% de las consignaciones son del Plan Semestral de Mantenimiento (PSM). El 60% restante corresponde a consignaciones de Emergencia o por fuera del PSM. En generación el 40% son de emergencia y el 20% son por fuera del PSM.

27

49

65

92

77

91

112

94 92

118

106

51

113107

158

143

177

88

109119 122

114

70 66

91

7365

82 8375

35

48

8477

5867

6153 51

74

92

127

77

0

8

10

11

7

14

9

9 12

19

16

0

713

16

7

18

7

11

16 8

9

1011

14

26

17

23

8

7

8

9

612

10

811

12 13

11

10

30

15

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43

STN y STR Generacion

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

26-Jun-08 07-Ago-08 18-Sep-08 30-Oct-08 11-Dic-08 22-Ene-09 05-Mar-09 16-Abr-09 28-May-09

HIDRAULICAS TERMICAS

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

09/10/08 16/10/08 23/10/08 30/10/08 06/11/08 13/11/08 20/11/08 27/11/08 04/12/08 11/12/08 18/12/08 25/12/08

H C GX GC GI FO6 FO2

•15Confiabilidad en generación – Corto PlazoSituación Plan de Mantenimientos

Junio 26 Octubre 9

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

10/17/08 11/1/08 11/16/08 12/1/08 12/16/08 12/31/08 1/15/09 1/30/09 2/14/09 3/1/09

H C GX GC GI FO6 FO2

•Se coordinó con EPM y EMGESA la reprogramación de sus mantenimientos, reduciendo el riesgo en la semana crítica del 10 al 16 de noviembre. En particular, se buscó la reducción de mantenimientos en plantas hidráulicas.•Los picos se ubicaron en fines de semana.

Octubre 16

0

5

10

15

20

25

30

35

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43

Consignaciones emergencia térmicas Térmicas Consignaciones emergencia HidráulicasSemanas

Confiabilidad en generación – Corto PlazoConsignaciones de emergencia de generación

Máxima potencia indisponible en punta dos por mantenimientos de emergencia en cada semana

0

100

200

300

400

500

600

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43

MW

17Disponibilidad promedio del parque generador

Disponibilidad promedio Hidráulica

7,500

7,550

7,600

7,650

7,700

7,750

7,800

2005 2006 2007 2008

MW

88%89%89%90%90%91%91%92%

MW %

Disponibilidad promedio Térmica

3,500

3,600

3,700

3,800

3,900

4,000

2005 2006 2007 2008

MW

84%85%86%87%88%89%90%91%92%

MW %

Dato de 2008 parcial. enero hasta septiembre

18

EDAC por salidas de generación y por oscilaciones

Carga eyectada por oscilaciones potencia

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

09-Feb-07 09-Feb-07 23-Abr-07 09-Sep-07 23-Dic-07 14-Ago-08 24-Ago-08

%

Carga eyectada por salida de generación

0

2

4

6

8

10

12

14

16

22-N

ov-0

7

27-A

br-0

8

27-J

ul-0

8

10-A

go-0

8

12-A

go-0

8

19-A

go-0

8

20-A

go-0

8

28-A

go-0

8

11-S

ep-0

8

%

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

2. Confiabilidad en transporte

Confiabilidad en el transporte

Transporte

Seguridad - confiabilidad

• Protecciones

• Mantenimientos

• Obsolescencia equipos

• Maniobras

•Eventos externos

Fuentes de

Incertidumbre

• Largo Plazo: Expansión balance entre costo de infraestructura vs. costos de no disponer de ella– Criterios adecuados de diseño de líneas y subestaciones.– Reemplazo de infraestructura obsoleta.– Compatibilidad criterios de expansión y operación.

• Mediano Plazo: Señales de disponibilidad de infraestructura.

• Corto Plazo: Operación adecuada de la infraestructura.–Idoneidad de operadores–Coordinación de mantenimientos.

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

Confiabilidad en el STN

Mediano y Corto Plazo:• Idoneidad operadores• Indicadores de disponibilidad.• Señales de cumplimiento de mantenimientos.• Riesgos en el telecomando de subestaciones.

Regulación – Confiabilidad Transporte STN

Transporte Indicadores – señales confiabilidad

Largo Plazo: • Expansión asegurada, proceso de

planeamiento central (UPME) con asignación mediante convocatorias.

• Compatibilizar los criterios de expansión con las realidades operativas del país.

• IDA – MIDA

• Demanda no atendida

• Contingencias mayores N-1

• Restricciones

23

Índices de disponibilidad de Activos

Aplica a todos los agentes económicos que prestan los servicios de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y conexión al STN:

Índice de Disponibilidad (IDA) Meta del Índice (MIDA) Compensación (PCSA)

Tipo de Activo N° de Activos IDA PromedioMeta Año

2007% de

Cumplimiento

Bahía de compensación 51 99.93 99.83 82.4%

Bahía de Línea 368 99.94 99.83 89.9%

Bahía de Transformador 36 99.96 99.83 94.4%

Modulo de compensación 71 99.69 99.45 95.8%

Transformadores 15 99.92 99.45 100.0%

Líneas 230 kv Longitud < = 100 km 137 99.91 99.73 91.2%

Líneas 230 kv Longitud > 100 km 42 99.94 99.59 97.6%

Líneas 500 kV 13 99.85 99.18 100.0%

Bahía de Enlace 2 99.94 99.83 100.0%

Bahía de Acople 3 100 99.83 100.0%

Línea 138 kV 1 100 99.73 100.0%

Sistema Interconectado Nacional 2007

0

5

10

15

20

25

30

35

40

S.B

erna

rdin

o-Y

umbo

230

kV

- 1

Páe

z-S

.Ber

nard

ino

230k

V -

1

Bet

ania

-S.B

erna

rdin

o 23

0 kV

- 1

Bet

ania

-S.B

erna

rdin

o 23

0 kV

- 2

Jam

ondi

no-S

.Ber

nard

230

kV

- 1

Juan

chito

-Páe

z 23

0 kV

- 1

Bet

ania

-Iba

gué

230

kV -

1

Jam

ondi

no-S

.Ber

nard

230

kV

- 2

Alta

mira

- F

lore

ncia

115

kV

Tib

u -

Zul

ia 1

15 k

V

Oca

ña-S

an M

ateo

230

kV

- 1

Ban

adía

-C.L

imón

230

kV

- 1

Tib

u -

Con

venc

ión

115

kV

Los

Pal

os-O

caña

230

kV

- 1

Ban

adia

-Tam

e 11

5 kV

Cer

ro-S

.Car

los

500

kV -

1

Chi

nú-S

aban

alar

ga 5

00 k

V -

2

Cer

ro-S

.Car

los

500

kV -

2

Pla

yas

- O

rient

e 22

0 kV

Gua

tape

- P

laya

s 22

0 kV

No.

24

EDAC y DNA asociados con transmisión

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

En

e/0

5

Ma

r/0

5

Ma

y/0

5Ju

l/05

Se

p/0

5

No

v/0

5E

ne

/06

Ma

r/0

6

Ma

y/0

6Ju

l/06

Se

p/0

6

No

v/0

6E

ne

/07

Ma

r/0

7

Ma

y/0

7Ju

l/07

Se

p/0

7

No

v/0

7E

ne

/08

Ma

r/0

8

Ma

y/0

8

Antioquia-Chocó Costa NordesteCentro Suroccidente

MWh Demanda no atendida por atentadoCarga eyectada por salida transmisión

Líneas más atentadas 2005 - 2008

Suroccidente Nordeste Costa Antioquia

0

5

10

15

20

2501

-Mar

-06

08-M

ar-0

6

12-M

ar-0

6

17-M

ar-0

6

02-J

un-0

6

07-A

go-0

6

10-O

ct-0

6

02-N

ov-0

6

16-N

ov-0

6

04-D

ic-0

6

04-D

ic-0

6

23-A

br-0

7

23-D

ic-0

7

08-E

ne-0

8

%

Evolución Semanal Probabilidad de Falla - 2007

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

06

-En

e

20

-En

e

03

-Fe

b

17

-Fe

b

03

-Ma

r

17

-Ma

r

31

-Ma

r

14

-Ab

r

28

-Ab

r

12

-Ma

y

26

-Ma

y

09

-Ju

n

23

-Ju

n

07

-Ju

l

21

-Ju

l

04

-Ag

o

18

-Ag

o

01

-Se

p

15

-Se

p

29

-Se

p

13

-Oc

t

27

-Oc

t

10

-No

v

24

-No

v

08

-Dic

22

-Dic

%

0

1

2

3

4

Eventos EL COPEY - VALLEDUPAR 1 220 kV

Probabilidades de falla activos del STNDescripción Subsistema

Probabilidad de Falla

El Copey - Valledupar 1 220 kV 39.8Paipa 1 180 MVA 230/115/13.8 kV 38.66Sabanalarga - Fundación 1 220 kV 32.92El Copey 1 450 MVA 500/220/34.5 kV 27.77Balsillas - Noroeste 1 230 kV 27.62Paraíso - San Mateo EEB 1 230 kV 26.14Barranca - Bucaramanga 1 230 kV 25.24Yumbo - San Bernardino 1 230 kV 23.13Barbosa - La Tasajera 1 220 kV 20.11Betania 2 168 MVA 230/115/13.8 kV 19.37Cerromatoso - Primavera 1 500 kV 18.7Barbosa - El Salto 4 220 kV 18.64La Reforma 1 150 MVA 230/115/13.8 kV 17.99Guavio - La Reforma 1 230 kV 17.81Circo - Guavio 1 230 kV 17.4Guatiguará - Primavera 1 230 kV 16.79San Bernardino - Páez 1 230 kV 11.56Valledupar - Cuestecitas 1 220 kV 10.66Envigado - Guatapé 1 220 kV 10.03

Causa: incendios forestales

2007

26

Confiabilidad Transmisión Salida de subestaciones

Eventos de salida de Subestaciones del SIN - 2008

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

EE

B

EL

EC

TR

ICA

RIB

E

TR

AN

SE

LC

A

TE

BS

A

ISA

CO

DE

NS

A

EL

EC

TR

OH

UIL

A

EP

SA

Empresa

# d

e E

ven

tos

2

17

13

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

66 kV 110-115 kV 220-230 kV

Nivel de tensión

Nú

mer

o e

ven

tos

No. Eventos en S/E

No. S/E afectadas

No. S/E totales por agente

EEB 6 3 8ELECTRICARIBE 2 1 51TRANSELCA 3 1 11TEBSA 1 1 1ISA 8 3 35CODENSA 8 6 55ELECTROHUILA 2 1 5EPSA 2 2 22Total 32 18 188

17

13

2

Estadístico de Eventos de Contingencias en el SIN mayores a N-1Primer semestre 2008

6% del total de Eventos

Del total de eventos presentados durante lo corrido del 2008 ante contingencia superior a N-1, sólo en 3 eventos se ha presentado desatención de la demanda de una subárea operativa. En ningún caso se ha presentado colapso de un área operativa del SIN.

Se presentaron en total 23 eventos asociados a dobles contingencias en la red de transmisión en los cuales no se afectó la demanda del SIN.

# eventos % Sur 24 51.1 5 1Oriental 13 27.7 2 0Caribe 6 12.8 5 2Nordeste 1 2.1 1 0Magdalena Medio 1 2.1 0 0Antioquia 1 2.1 0 0Suroccidente 1 2.1 0 0Total 47 100 13 3

Apagón de una subárea operativa

EventosArea Eventos con Impacto

en la Demanda

Mantenimiento S/E Chivor y S/E San Carlos

Atentados en el Sur y Oriental

Mantenimientos STN - Torca

Atentados y Mantenimientos

Indisponible transformador Pance 230/115 kV, medidas preventivas oscilaciones de

potencia

Información prelim

inar de octubre de 2008Medidas preventivas por Oscilaciones y Trabajos enSubestación San Carlosa 230 kV

Trabajos en S/ETorca 230/115 kV

Atentados San Carlos -Cerromatoso 1 a 500 kV

Atentado Guavio - Tunal y

Tunal - La Reforma

Orden Público (Muerte

líder FARC)

Orden Público Marcha

Feb 4/08

Orden Públic

o 20 julioMantenimient

o activos STN

Levantamiento medidas en el sur

Medidas preventivas por Oscilaciones

Atentados en la red a 230 kV en el sur del país.

Atentados San Carlos - Cerromatoso 1 a

500 kV

Mantenimientos en Oriental

Evolución Restricciones Diarias Año 2008

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

2,400

2,6000

1 -

En

e

11

- E

ne

21

- E

ne

31

- E

ne

10

- F

eb

20

- F

eb

01

- M

ar

11

- M

ar

21

- M

ar

31

- M

ar

10

- A

br

20

- A

br

30

- A

br

10

- M

ay

20

- M

ay

30

- M

ay

09

- J

un

19

- J

un

29

- J

un

09

- Ju

l

19

- Ju

l

29

- Ju

l

08

- A

go

18

- A

go

28

- A

go

07

- S

ep

17

- S

ep

27

- S

ep

07

- O

ct

17

- O

ct

$ M

illon

es

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

Confiabilidad en el STR-SDL

Regulación – Confiabilidad Transporte STR - SDL

Transporte Indicadores – señales confiabilidad

• Compensación por incumplimiento de metas

• Remuneración en algunos casos de indisponibilidad caso fortuito o fuerza mayor –orden público

•Compensaciones por Energía No Suministrada o por dejar No Operativos otros Activos

STR: El ingreso del OR se disminuye cuando se incumplen las metas

SDL: La calidad se evaluará trimestralmente, el OR podrá obtener un aumento o disminución de sus cargos por uso.

INC

ER

TID

UM

BR

E

TIEMPO

Gestionar los riesgos

REFLEXIÓN

CO

ST

O

CONFIABILIDAD

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

09/10/08 16/10/08 23/10/08 30/10/08 06/11/08 13/11/08 20/11/08 27/11/08 04/12/08 11/12/08 18/12/08 25/12/08

H C GX GC GI FO6 FO2

Externalidades

• Entorno macroeconómico

•Acceso a financiación

• Restricciones ambientales

•Políticas energéticas

• Orden público

• Disponibilidad combustibles

• Disponibilidad equipos

• Coordinación intrasectoriales

• Reposición de equipos

• Prácticas operativas

• Idoneidad recurso humano

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

Calle 12 Sur N°18 – 168, PBX: 57(4) 317 2929 FAX: 57(4) 317 0833, Medellín –Colombia

www.xm.com.co