Isa Internexa 2009
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  • 1. Presentación Internexa Operación Interconexión Eléctrica S.A Medellín, Mayo 5 de 2009
  • 2. INICIO EXPECTATIVAS DEL GRUPO??? 2
  • 3. OBJETIVO Presentar una visión global de la operación, tanto del Sistema Interconectado Nacional, como de la Red de Transporte de Energía Eléctrica, con el fin de buscar un entendimiento sobre el negocio de ISA por personal de Internexa, y específicamente donde impactan las comunicaciones en la operatividad de los equipos y el sistema.
  • 4. CONTENIDO 1. Características del Sistema Eléctrico en Colombia 2. Calidad en el transporte de energía eléctrica en Colombia 3. Aplicaciones de comunicaciones en el transporte de energía 4
  • 5. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN COLOMBIA 5
  • 6. SISTEMA INTERCONECTADO 6
  • 7. EVOLUCIÓN DE APORTES HIDRICOS 8000 Energía real 7000 Media Histórica 6000 5000 [E], GWh mes 4000 3000 2000 1000 En el año 2007 Se recibieron Aportes por 49,093 GWh La Media Histórica es de 46,900 GWh 0 Jul/03 Jul/04 Ene/00 Jul/01 Jul/00 Ene/02 Jul/02 Ene/06 Jul/06 Jul/07 Ene/03 Ene/04 Ene/05 Jul/05 Ene/01 Ene/07 7 Fuente: CND - MEM
  • 8. RED DE GASODUCTOS 595 MPCD Red Nacional de Gasoductos Caribe 2 SABANA Cerro Nordeste SAN CARLOS ANT-SCA Oriental 170 MPCD Suroccidental 8 ECUADOR
  • 9. COMPOSICIÓN DE LA GENERACIÓN-DEMANDA GW 2.2 R: 46% Caribe 2 Flujos típicos 1.2 GT GH Generación Hidráulica D GT Generación Térmica Cerro D Demanda eléctrica 0.6 Nordeste 0.3 D GH GW 0.9 Sistema 0.7 GT D Interconectado GW 13.3 GW 4 GT R: 35% GT GW R: 68% 3.9 8.6 Antioquia- GT San Carlos R: 38% 1.3 2.4 GH Oriental D GH D GH D GW 2.1 1.8 GT R: 14% Suroccidental D 9 GH Fuente CND - XM
  • 10. DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DIAS DE LA SEMANA 8500 8000 47019 7500 7000 Lunes Demanda [MW] Martes 6500 Miércoles Jueves Viernes 6000 Sábado Domingo 5500 5000 4500 4000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 10 Periodo
  • 11. DEMANDA DE ELECTRICIDAD VS PIB 11
  • 12. RESPONSABILIDADES DE LOS AGENTES CENTRO NACIONAL DE DESPACHO Frecuencia del SIN Operación Integrada recursos del SIN Tensión STN Operación segura, confiable y económica Coordinación Protecciones Planeación, coordinación, supervisión y control de SIN del SIN EMPRESAS DE TRANSPORTE Y CONEXIÓN STN Calidad STN Supervisión, coordinación y control (maniobras) Disponibilidad de activos activos propios o delegados Coordinación Protecciones de sus equipos GENERADORES Cumplir despacho Operación de sus plantas generadoras Servicio Complementarios Ejecución de maniobras Medidas suplementarias Coordinación Protecciones de sus equipos. OPERADORES DE RED Planeación, supervisión, coordinación y control Calidad servicio activos propios o delegados STR’s, SDL’s 12
  • 13. SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y DE DISTRIBUCIÓN LOCAL  Sistema de Transmisión Regional - STR: Sistema compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos, que operan en el nivel de tensión 4 y que están conectados eléctricamente entre sí a este nivel de tensión  Sistema de Distribución Local - SDL: Sistema compuesto por el conjunto de líneas y Subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los niveles de tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio de uno o varios Mercados de Comercialización  Activos de Conexión al STN: Son los bienes que se requieren para que un generador, operador de red, usuario final, o varios de los anteriores, se conecten físicamente al STN 13
  • 14. EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) G: Generador SDL STR G STR SDL GC: Gran Consumidor ~ SDL: Sistema de Distribución Local: Redes que operan en los niveles de tensión 3, 2 y 1 STR: Sistema de Transmisión Regional: Redes que operan en el nivel de tensión 4. Incluye los Activos de Conexión al STN de los STN: 220-500 kV Operadores de Red STR STR Activos de Uso Activos de Conexión GC Nivel 1: Hasta 1 kV STR STR Nivel 2: Entre 1 kV y 30 kV Nivel 3: Entre 30 kV y 57.5 kV Nivel 4: Mayor de 57.5 kV 14
  • 15. EMPRESAS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA EN COLOMBIA 15
  • 16. Ó N C I S I CALIDAD EN EL TRANSPORTE DE ENERGÍA N ELÉCTRICA EN COLOMBIA A T R
  • 17. MEDICIÓN DEL SERVICIO DE CALIDAD EN EL STN Se mide con base en Indicadores de Disponibilidad y/o Indisponibilidad a los siguientes activos:  Activos de Conexión al STN  Bahías de Línea  Bahías de Transformación  Autotransformador  Bahías y Módulos de Compensación  Circuitos de 500 kV  Circuitos de 220 o 230 kV 17
  • 18. META DE LAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD (MHAI) Resolución u Garantizar el libre acceso a la red de transmisión y CREG 061/00 u Cumplir con los indices de calidad establecidos en la regulación (disponibilidad de sus activos) Meta Horas Anuales Acumuladas Meta Índice de Disponibilidad Anual Indisponibilidad ACTIVOS 2001 2002 / 05 2001 2002 / 05 Activos de Conexión al STN 48 48 99.45% 99.45% Bahías de Línea 24 15 * 99.73% 99.83% * Bahías de Transformación 24 15 * 99.73% 99.83% * Autotransformador 48 48 99.45% 99.45% Bahías de Compensación 48 15 * 99.45% 99.83% * Módulos de Compensación 48 48 99.45% 99.45% Circuitos 500 kV 72 72 99.18% 99.18% Circuitos 230 kV - L ≤ 100 km 24 24 99.73% 99.73% Circuitos 230 kV - L > 100 km 36 36 99.59% 99.59% * Resolución CREG 011 de 2002. 18
  • 19. META DEL ÍNDICE DE DISPONIBILIDAD AJUSTADA   MHAI − 0.5( SCE + CPSM + ENR )  MIDA = 100 1 −     8760  MIDA: Meta del Índice de Disponibilidad Ajustada SCE CPSM ENR Número Acumulado de Número Acumulado de Número Acumulado de Solicitudes de Cambios al Programa Eventos no Reportados Consignaciones de Semestral de dentro de los quince (15) Emergencia Mantenimientos minutos siguientes a su Programados ocurrencia y cinco (5) minutos para maniobras 19
  • 20. INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS  Indisponibilidades programadas de activos debidas a trabajos de expansión de la red  Indisponibilidades de activos solicitados por el CND, por razones operativas o consideraciones de calidad o confiabilidad  Indisponibilidades por demoras entre la declaración y la puesta en operación  Indisponibilidades originadas en eventos de fuerza mayor  Indisponibilidades causadas por terceros  Indisponibilidades debidas a mantenimientos mayores (96 horas en 6 años)  Indisponibilidades asociadas con eventos con duración igual o inferior a 10 minutos 20
  • 21. TIEMPOS DE MANIOBRA (CREG 080 DE 1999) ACTIVO Minutos Líneas que operen entre 220 y 230 kV 13 Líneas que operen a 500 kV 20 Transformadores que operen entre 220 y 500 kV 40 Condensadores que operen entre 220 y 230 kV 25 Reactores que operen entre 34.5 y 500 kV (conectados al sistema por interruptor) 30 Reactores que operen a 500 kV (si se debe abrir la línea para conectarlos al SIN) 40 Equipos de compensación estática reactiva que operen a 500 kV 40 UC4 y UC6 (Resolución CREG 026 de 1999) que operen entre 220 y 230 kV 20 UC5 (Resolución CREG 026 de 1999) que operen entre 220 y 230 kV 30 Cambiadores de taps que operen entre 220 y 500 kV 10 Activos diferentes a todos los anteriores 10  Las maniobras que no se ejecuten completamente en los plazos establecidos se considerarán como indisponibilidades que afectan los estándares de calidad exigidos en la reglamentación vigente. 21
  • 22. APLICACIONES DE COMUNICACIONES EN EL TRANSPORTE DE ENERGÍA
  • 23. EFECTOS DE COMUNICACIONES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ISA Los impactos sobre el sistema de transmisión para ISA, se pueden clasificar en dos grandes grupos:  Supervisión del sistema y sus subestaciones: Esto es supremamente importante pues la operaciones de las subestaciones en ISA es remota y se soporta en las comunicaciones.  Protecciones de líneas de transmisión: Esto es de particular importancia pues puede comprometer los equipos (daños) o el sistema por tiempo de despeje de las fallas. 23
  • 24. SUPERVISIÓN DEL STN Riesgos que se derivan de las comunicaciones para la supervisión: Falta de operatividad y seguimiento a la dinámica del sistema. • La criticidad de esta situación es alta, y puede implicar desde la pérdida de una subestación, hasta de una región o todo el sistema. • El respaldo lo hace el Ingeniero o Asistente de subestación, sin embargo esto toma tiempo y afecta la oportunidad, además de la visión sistémica desde el CSM. 24
  • 25. SUPERVISIÓN DEL STN 25
  • 26. Herramientas que apoyan la operación Sistema de Supervisión y Sistema de Supervisión y Control - subestación Control – Servicios Auxiliares 26
  • 27. Herramientas que apoyan la operación Registradores de fallas Sistema de Información de Descargas atmosféricas SID 27
  • 28. PROTECCIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Riesgos que se derivan de las comunicaciones para la protección de líneas: Para los equipos por no aislar la falla o comprometer la estabilidad del sistema COMUNICACIONES Interruptor 28 Protección
  • 29. PROTECCIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 500 kV Riesgos que se derivan de las comunicaciones para la protección de líneas a 500 kV: Para los equipos por no aislar la falla o comprometer la estabilidad del sistema. COMUNICACIONES Reactor de línea Interruptor Reactor de neutro Protección 29
  • 30. CONCLUSIONES • Para ISA es fundamental conocer con prontitud cualquier falla que afecte la supervisión o esquemas de protección de las líneas. • además de recibir un rápido diagnóstico ante la pérdida de enlaces de comunicaciones que comprometan supervisión o protección, y definir el tiempo esperado de solución del problema. Esto se debe a que las consignas de operación se condicionan con tiempos de solución. 30
  • 31. CONCLUSIONES • Eventos en comunicaciones pueden comprometer la integridad de equipos, la estabilidad del sistema eléctrico colombiano, por esto cada caso debe ser considerado con suma importancia, y sus implicaciones pueden variar desde el sistema, hasta lo económico. • Los riesgos asociados con supervisión y protección revisten la máxima prioridad dentro de la operación de ISA, por implicaciones como selectividad ante fallas o riesgos para el adecuado aislamiento de fallas. 31
  • 32. FIN