Gerencia Centro Nacional de Despacho

Presentación del tema: "Gerencia Centro Nacional de Despacho"— Transcripción de la presentación:

1 Gerencia Centro Nacional de Despacho
Informe de la operación real y esperada del sistema interconectado nacional y de los riesgos para atender confiablemente la demanda Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirigido a: CNO Documento XM 090 5 de mayo de 2011

2 Temario Situación actual energética Seguimiento a la Operación
2 Temario Situación actual energética Seguimiento a la Operación Efectos del Invierno sobre el Sistema Eléctrico Análisis energético Indicadores de Plan de Mantenimientos - Acuerdo 518 ENFICC Verificada

3 Plantilla opcional para títulos
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P 3 Situación actual energética Plantilla opcional para títulos

4 Volumen de los embalses a 30 de Abril
Datos hasta el 30 Abril

5 Aportes hídricos acumulados al 30 de Abril
Datos hasta el 30 Abril

6 Situación hidrológica a la fecha
Sistema Interconectado Nacional Datos hasta 04 Mayo

7 Volumen de los embalses a la fecha
Datos hasta el 04 May

8 Aportes hídricos acumulados a la fecha
Datos hasta el 04 May

9 Comportamiento de Aportes en últimos meses
Los meses de marzo y abril de 2011 son los máximos históricos mensuales desde Valores en promedio día vs promedio histórico.

10 Curva de masas de aportes agregados al SIN
En el período mayo 2010 – abril 2011, los aportes energéticos a los embalses han estado muy arriba de los registrado en un año con aportes promedio para todas las series, aproximadamente en un 46%.

11 Seguimiento mensual demanda de energía SIN – abril de 2011
Causas: cambio de El Niño (2010) a La Niña (2011) y el mantenimiento de Cerromatoso. Si excluimos el consumo de Cerromatoso en 2010 y 2011, la demanda en abril de 2011 hubiera crecido el 0.8%. El bajo crecimiento en abril 2009, se debió a que en 2008 Semana Santa cayó en Marzo y en 2009 en abril. Seguimiento escenarios UPME vs. Real Escenarios actualizados por la UPME en abril de 2011

12 Seguimiento mensual demanda de energía SIN – abril de 2011
Acumulado anual (Ene-Abr vs. Ene-Abr 2010) Últimos doce meses - (May 2010 a Abr 2011) vs. (May 2009 a Abr 2010)

13 Exportaciones Datos hasta el 04 May

14 Plantilla opcional para títulos
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P 14 Seguimiento a la Operación Plantilla opcional para títulos

15 Aplicación Acuerdo 389 – Reserva caliente
Aplicando el Acuerdo 389 del CNO se están programando en el despacho plantas para invocar reserva caliente en 30 minutos. Promedio cantidad programada durante abril de 2011

16 Alta cargabilidad de transformadores (Nov 2010-Abr 2011)
05/02/2018 16 Concentración de alta cargabilidad de trafos de la costa y nordeste – Proyectos – El Bosque (2012) Chinú (2012) Piedecuesta (2011)

17 Tensión Fuera de Rango Eventos de Tensión:
17 17 2010 2011 Eventos de Tensión: Durante abril se presentaron 2 eventos que afectaron el Indicador: Abril 07 a las 18:04 hrs: Disparo del circuitoto 110 kV Urrá-Tierra Alta por tormenta ocasionando la salida de las subestaciones a 230 kV Urrá y Urabá con la generación de Urrá. Los circuitos a 230 kV Cerro-Urrá se encontraban por fuera por matenimiento. Abril 15 a las 19:42 hrs: Disparo del circuito 1 Cerro-Urrá, Urrá-Urabá y las U1 y U2 de Urra al actuar la diferencial de barras en la barra 1 en la subestáción Urrá 230 kV. Sale de servicio la subestación Urabá 230 kV

18 Variaciones de Frecuencia
18 18 Variaciones de Frecuencia 2010 2011 Mayores a 60 segundos Rango 59.8 – 60.2 Hz Eventos Lentos de Frecuencia: Durante el mes de Abril de 2011 no se presentaron eventos de frecuencia fuera de los rangos de calidad definidos.

19 Porcentaje de Demanda NO Atendida
19 Porcentaje de Demanda NO Atendida 2010 2011 Por CAUSAS PROGRAMADAS se dejaron de atender GWh. Las principales causas fueron: Abril 02 - Apertura del transformador de Valledupar 2 220/ MVA bajo consignación C por trabajos de expansión (0.42 GWh) Abril 10 - Apertura de la bahía del transformador de Valledupar 3 de 60 MVA por 34.5 kV bajo consignación nacional C (0.3 GWh)

20 Porcentaje de Demanda NO Atendida
20 Porcentaje de Demanda NO Atendida 2010 2011 Por CAUSAS NO PROGRAMADAS se dejaron de atender 8.19 GWh. Las principales causas fueron: Abril 01 - Indisponibilidad del circuito Banadía - Caño Limón 230 kV (2.35 GWh) Abril 02 - Indisponibilidad del circuito Banadía - Caño Limón 230 kV (2.12 GWh) Abril 09 - Disparo de los trasformadores 1 y 2 en Chinu 500/110 kV por 110 kV con 228 MW, (0.4 GWh)

21 Efectos del Invierno sobre el Sistema Eléctrico
21 21 Efectos del Invierno sobre el Sistema Eléctrico

22 Equipos afectados por el Invierno
22 22 Subestación La Sierra 230 kV, estuvo por fuera el 23 y 24 de abril, debido a creciente del río Magdalena. No se afectó la demanda Subestación Paipa 115 kV estuvo por fuera el 24 y 24 de abril, debido a creciente del río Chicamocha .No se afectó la demanda Circuito a 500 kV Primavera-Bacatá. Afectada por deslizamiento la torre 344. ISA realizó trabajos de reforzamiento y no esta en riesgo Circuito a 230 kV Enea – San Felipe. Afectada por deslizamiento la torre 74V. ISA realizó trabajos de reforzamiento y no esta en riesgo

23 Equipos afectados por el Invierno
23 23 Circuito 115 kV Pance – Santander. Colapsaron las estructuras 76 y 77. Se cambiaron por torres de emergencia Circuitos de 115 kV Indisponibles por afectación de alguna estructura: Calle 67 – Circo 1 (Bogotá), Tibú – Zulia (Norte de Santander) Continuan Indisponibles desde el 2010 por inundación Termovalle, los circuitos a 115 kV Guachal-Termovalle 1 y 2

24 Demanda afectada por el Invierno
24 24 Norte de Santander. Por afectación de circuitos de distribución se están dejando de atender 9,6 MWh diarios de los municipios de Ragonvalia y Herran Bolívar. Por afectación de circuitos de distribución se están dejando de atender 14,4 MWh diarios del municipio de Morales. Tolima. Por afectación de circuitos de distribución se están dejando de atender 52,5 MWh diarios de los municipios de Planadas y Rioblanco. Bogotá. Por inundación de la sabana de Bogotá y laguna de Fúquene 100,000 clientes se afectan de forma escalonada, según información de CODENSA

25 Plantilla opcional para títulos
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P 25 Análisis Energético de Mediano Plazo Plantilla opcional para títulos

26 Parámetros declarados Desbalances hidrológicos
26 Supuestos INFORMACIÓN BÁSICA DEMANDA ENERGÉTICOS RESULTADOS Horizonte 2 años Resolución semanal Determinísticos • Caso 1 • Caso 2 • Caso 3 • Caso 4 Disponibilidad 120 GBTUD Interior 350 GBTUD Costa Costos UPME Gas, Carbón y Comb. líquidos Abr/2011 Colombia (Mar/2011) Medio UPME • Determinísticos Coordinado • Estocástico Autónomo Plan de expansión UPME Parámetros declarados (CEN y Heat Rate) IH – ICP Hidrologías • Real 1999 – 2001 • Real 2008 – 2010 • Contingencia superior • Esperado Estocástico Evolución de Embalses del SIN Ecuador (Ene/2011) Coordinado 9 GWh - día Desbalances hidrológicos 14 GWh-día Plantas menores y Cogeneradores 7.6 GWh-día Niveles de Embalses Información a 2 de mayo-2011 Valor máximo de la variable Resaltar la importancia de la información Tercer cuartil Mediana Hidrologías Series sintéticas generadas por el SDDP Primer cuartil No se consideran cargas especiales de Drummond, Rubiales y Ecopetrol. Valor mínimo de la variable

27 Plantilla opcional para títulos
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P 27 Escenarios determinísticos Plantilla opcional para títulos

28 28 Aportes (% Media) Resaltar la importancia de la información

29 29 Evolución Embalse (%) Resaltar la importancia de la información

30 Generación Térmica GWh-día
30 Generación Térmica GWh-día Resaltar la importancia de la información

31 Conclusiones y Recomendaciones
31 La condición climática prevista en los próximos meses y el nivel de embalse actual reduce los riesgos energéticos del SIN en el mediano plazo dada la alta probabilidad de contar con aportes hídricos altos. El embalse agregado, con los aportes hidrológicos del escenario esperado del SH&PH, alcanzaría valores del orden del 84% a finales de la estación de invierno de 2011. El embalse agregado ante aportes similares a los de las series analizadas, podría descender hasta valores alrededor del 33% a finales de abril de para el caso determinístico más crítico. Con el nivel de embalse agregado actual y las expectativas de aportes de los próximos meses, se tendrían recursos suficientes para la atención de la demanda nacional y la exportación a Ecuador.

32 Plantilla opcional para títulos
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P 32 Escenario estocástico Evolución del volumen útil de los principales embalses del SIN para el período comprendido entre Mayo y Diciembre de 2011 Plantilla opcional para títulos

33 Embalse El Peñol 33 NPV

34 Embalse Guavio 34 NPV

35 Embalse Esmeralda 35 NPV

36 Embalse Betania NPV

37 Embalse Riogrande 2 NPV

38 Embalse Miel I NPV

39 Embalse Playas NPV

40 Embalse Urrá NPV

41 Embalse Salvajina NPV

42 Embalse Prado NPV

43 Embalse Porce 3 NPV

44 Plantilla opcional para títulos
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P 44 Indicadores -Acuerdo 518 Plantilla opcional para títulos

45 Indicadores Acuerdo 518 Cuando la duración de las desconexiones está entre el 80% y el 120% de la duración programada, se considera que están ajustadas. Se entiende que hay adelanto de las desconexiones cuando su duración es inferior al 80% de la programada. Se entiende que hay atraso de las desconexiones cuando su duración es superior al 120% de la programada.

46 46 Indicadores Acuerdo 518 El total de consignaciones ejecutadas considera Plan, Fuera de Plan y Emergencia.

47 47 Indicadores Acuerdo 518 El total de consignaciones ejecutadas considera Plan, Fuera de Plan y Emergencia.

48 48 Indicadores Acuerdo 518 El total de consignaciones ejecutadas considera Plan, Fuera de Plan y Emergencia.

49 49 Indicadores Acuerdo 518 Para los generadores se considera como fecha de corte el día 20 de cada mes.

50 50 Indicadores Acuerdo 518

51 51 Indicadores Acuerdo 518 Definición: Número de eventos no previstos que ocasionen demanda no atendida, ocurridos durante la ejecución de consignaciones nacionales y que estén asociados a las mismas.

52 Indicador Oportunidad Planeación Corto Plazo (IOAC)
No tener definido el estado de las consignaciones el jueves de cada semana a las 16:00 horas, se constituye en un retraso. Relación con la CREG 065 de 2000

53 Plantilla opcional para títulos
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P 53 ENFICC Verificada Plantilla opcional para títulos

54 54 VERIFICACIÓN ENFICC

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