Este documento presenta información sobre el sistema eléctrico en Colombia y las operaciones de ISA. Describe las características del sistema eléctrico nacional, incluida su evolución, composición y demanda. Explica los indicadores de calidad del servicio de transmisión y los tiempos de maniobra requeridos. Finalmente, detalla cómo las comunicaciones son fundamentales para la supervisión y protección del sistema de transmisión de energía de ISA, y los riesgos que una falla en las comunicaciones podría representar.

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
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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