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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
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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
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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
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-S.B
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o 23
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- 1
Bet
ania
-S.B
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o 23
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- 2
Jam
ondi
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nard
230
kV
- 1
Juan
chito
-Páe
z 23
0 kV
- 1
Bet
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-Iba
gué
230
kV -
1
Jam
ondi
no-S
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nard
230
kV
- 2
Alta
mira
- F
lore
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115
kV
Tib
u -
Zul
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15 k
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ña-S
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230
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- 1
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-C.L
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kV
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115
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Los
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V -
2
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500
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2
Pla
yas
- O
rient
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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
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5
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5
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6
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6E
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/07
Ma
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7
Ma
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7Ju
l/07
Se
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7
No
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7E
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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
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6
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6
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16-N
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6
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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
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03
-Ma
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17
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31
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14
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28
-Ab
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12
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26
-Ma
y
09
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23
-Ju
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21
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18
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15
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29
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27
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10
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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
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B
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Empresa
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13
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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
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1 -
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27
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17
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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
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ST
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CONFIABILIDAD
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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
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