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Reunión General de Operadores de Red

Gerencia Centro Nacional de Despacho

Bogotá D.C., Abril 11 de 2014

Estado de la Supervisión

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Conexión del OR al STN:

• Transformador conectado al STN, bahías de transformador que lo conectan al SIN

• Aunque no se conectan al STN, transformadores que por lo menos tienen dos devanados operando en el Nivel de Tensión 4, junto con las bahías de transformador en este mismo nivel.

Equipos de Compensación:

• Equipo de compensación y las bahías que lo conectan al STR.

Línea Nivel de Tensión 4:

• Circuito que conecta dos subestaciones del STR (o más de dos subestaciones cuando hay conexiones en T), bahías de línea con las que se opera su conexión al STR.

Barraje:

• Módulo de barraje y las bahías de acople, transferencia o seccionamiento, en caso de que cuente con éstas.

Reporte a la SSPD:

• Medidas de Potencia Activa y Potencia Reactiva por las bahías de Líneas.

• Medidas de Potencia Activa y Potencia Reactiva por las bahías de Transformación.

• Bahías de activos de conexión.

Re

s. C

REG

09

4 d

e 2

01

3

Lo que sigue:

• Equipos de compensación.

• Barraje.

• Estado de interruptores y seccionadores

Consideraciones Generales

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Estado de la Supervisión STR (Cumplimiento Res. CREG 094/2012)

Estadísticas presentados en porcentaje (%)

2013

Empresa Nov. 10 Ene. 20 Feb. 15 Mar. 20 Abr. 08

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 95,5 95,5 100 100 100

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 5,9 5,9 11,8 70,6 70,6 ↑

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

CODENSA S.A. E.S.P. 93,8 95,2 98,2 98,2 98,2

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 47,4 42,1 75 94,7 94,7 ↑

COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 86,7 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 50 61,8 61,8 73,5 73,5 ↑

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 95,9 95,9 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 81,3 81,3 93,8 93,8 100 ↑

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. 40 40 75 75 75

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 75 75 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 80 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. 0 0 0 66,7 66,7 ↑

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. 50 50 50 50 50

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 97,1 97,1 99 99,4 99,4

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Estado de la Supervisión STR (Cumplimiento Res. CREG 094/2012)

El agente ya tiene la supervisión, está en proceso de integración con el CND. Seguimiento: 05/06/2014

Estadísticas presentados en porcentaje (%)

2013

Empresa Nov. 10 Ene. 20 Feb. 15 Mar. 20 Abr. 08

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 95,5 95,5 100 100 100

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 5,9 5,9 11,8 70,6 70,6 ↑

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

CODENSA S.A. E.S.P. 93,8 95,2 98,2 98,2 98,2

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 47,4 42,1 75 94,7 94,7 ↑

COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 86,7 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 50 61,8 61,8 73,5 73,5 ↑

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 95,9 95,9 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 81,3 81,3 93,8 93,8 100 ↑

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. 40 40 75 75 75

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 75 75 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 80 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. 0 0 0 66,7 66,7 ↑

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. 50 50 50 50 50

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 97,1 97,1 99 99,4 99,4

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Estado de la Supervisión STR (Cumplimiento Res. CREG 094/2012)

No se ha tenido respuesta del agente. Último comunicado: 05/03/2014 Contacto: Juan Serrato y César Rincón.

Estadísticas presentados en porcentaje (%)

2013

Empresa Nov. 10 Ene. 20 Feb. 15 Mar. 20 Abr. 08

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 95,5 95,5 100 100 100

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 5,9 5,9 11,8 70,6 70,6 ↑

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

CODENSA S.A. E.S.P. 93,8 95,2 98,2 98,2 98,2

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 47,4 42,1 75 94,7 94,7 ↑

COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 86,7 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 50 61,8 61,8 73,5 73,5 ↑

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 95,9 95,9 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 81,3 81,3 93,8 93,8 100 ↑

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. 40 40 75 75 75

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 75 75 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 80 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. 0 0 0 66,7 66,7 ↑

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. 50 50 50 50 50

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 97,1 97,1 99 99,4 99,4

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Estado de la Supervisión STR (Cumplimiento Res. CREG 094/2012)

Pendiente normalización de la S/E El Zaque 115 kV, no hay fecha estimada y está en proceso de integración.

Estadísticas presentados en porcentaje (%)

2013

Empresa Nov. 10 Ene. 20 Feb. 15 Mar. 20 Abr. 08

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 95,5 95,5 100 100 100

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 5,9 5,9 11,8 70,6 70,6 ↑

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

CODENSA S.A. E.S.P. 93,8 95,2 98,2 98,2 98,2

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 47,4 42,1 75 94,7 94,7 ↑

COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 86,7 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 50 61,8 61,8 73,5 73,5 ↑

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 95,9 95,9 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 81,3 81,3 93,8 93,8 100 ↑

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. 40 40 75 75 75

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 75 75 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 80 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. 0 0 0 66,7 66,7 ↑

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. 50 50 50 50 50

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 97,1 97,1 99 99,4 99,4

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Estado de la Supervisión STR (Cumplimiento Res. CREG 094/2012)

No se ha tenido respuesta de la ESSA. Se envió informe conjunto del Grupo EPM. Contacto: Luz Marina Escobar.

Estadísticas presentados en porcentaje (%)

2013

Empresa Nov. 10 Ene. 20 Feb. 15 Mar. 20 Abr. 08

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 95,5 95,5 100 100 100

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 5,9 5,9 11,8 70,6 70,6 ↑

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

CODENSA S.A. E.S.P. 93,8 95,2 98,2 98,2 98,2

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 47,4 42,1 75 94,7 94,7 ↑

COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 86,7 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 50 61,8 61,8 73,5 73,5 ↑

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 95,9 95,9 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 81,3 81,3 93,8 93,8 100 ↑

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. 40 40 75 75 75

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 75 75 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 80 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. 0 0 0 66,7 66,7 ↑

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. 50 50 50 50 50

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 97,1 97,1 99 99,4 99,4

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Estado de la Supervisión STR (Cumplimiento Res. CREG 094/2012)

Estadísticas presentados en porcentaje (%)

2013

Empresa Nov. 10 Ene. 20 Feb. 15 Mar. 20 Abr. 08

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 95,5 95,5 100 100 100

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 5,9 5,9 11,8 70,6 70,6 ↑

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

CODENSA S.A. E.S.P. 93,8 95,2 98,2 98,2 98,2

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 47,4 42,1 75 94,7 94,7 ↑

COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 86,7 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 50 61,8 61,8 73,5 73,5 ↑

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 95,9 95,9 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 81,3 81,3 93,8 93,8 100 ↑

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. 40 40 75 75 75

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 75 75 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 80 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. 0 0 0 66,7 66,7 ↑

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. 50 50 50 50 50

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 97,1 97,1 99 99,4 99,4

2014

Pendiente BL Tame a Banadía 115 kV, el agente ya tiene la supervisión, está en proceso de integración con el CND. Seguimiento: 05/06/2014

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Estado de la Supervisión STR (Cumplimiento Res. CREG 094/2012)

Estadísticas presentados en porcentaje (%)

2013

Empresa Nov. 10 Ene. 20 Feb. 15 Mar. 20 Abr. 08

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 95,5 95,5 100 100 100

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 5,9 5,9 11,8 70,6 70,6 ↑

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

CODENSA S.A. E.S.P. 93,8 95,2 98,2 98,2 98,2

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 47,4 42,1 75 94,7 94,7 ↑

COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 86,7 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 50 61,8 61,8 73,5 73,5 ↑

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 95,9 95,9 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 81,3 81,3 93,8 93,8 100 ↑

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. 40 40 75 75 75

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 75 75 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 80 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. 0 0 0 66,7 66,7 ↑

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. 50 50 50 50 50

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 97,1 97,1 99 99,4 99,4

2014

No se ha tenido respuesta del agente. Pendiente S/E Yopal, Aguaclara y Paz de Ariporo 115 kV. Contacto: Andrés Lara, Oscar Duque y José Cabrera.

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Estado de la Supervisión STR (Cumplimiento Res. CREG 094/2012)

Estadísticas presentados en porcentaje (%)

2013

Empresa Nov. 10 Ene. 20 Feb. 15 Mar. 20 Abr. 08

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 95,5 95,5 100 100 100

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 5,9 5,9 11,8 70,6 70,6 ↑

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

CODENSA S.A. E.S.P. 93,8 95,2 98,2 98,2 98,2

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 47,4 42,1 75 94,7 94,7 ↑

COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 86,7 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 50 61,8 61,8 73,5 73,5 ↑

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 95,9 95,9 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 81,3 81,3 93,8 93,8 100 ↑

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. 40 40 75 75 75

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 75 75 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 80 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. 0 0 0 66,7 66,7 ↑

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. 50 50 50 50 50

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 97,1 97,1 99 99,4 99,4

2014

Pendiente S/E Yarumo. Fecha estimada de integración: Agosto de 2014.

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Estado de la Supervisión STR (Cumplimiento Res. CREG 094/2012)

Estadísticas presentados en porcentaje (%)

2013

Empresa Nov. 10 Ene. 20 Feb. 15 Mar. 20 Abr. 08

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 95,5 95,5 100 100 100

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 5,9 5,9 11,8 70,6 70,6 ↑

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

CODENSA S.A. E.S.P. 93,8 95,2 98,2 98,2 98,2

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 47,4 42,1 75 94,7 94,7 ↑

COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 86,7 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 50 61,8 61,8 73,5 73,5 ↑

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 95,9 95,9 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 81,3 81,3 93,8 93,8 100 ↑

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. 40 40 75 75 75

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 75 75 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 80 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. 0 0 0 66,7 66,7 ↑

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. 50 50 50 50 50

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 97,1 97,1 99 99,4 99,4

2014

Se hizo contacto con el agente pero no se tiene información sobre plan de acción. Contacto: Juan Manuel Caicedo

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Estado de la Supervisión STR (Cumplimiento Res. CREG 094/2012)

Estadísticas presentados en porcentaje (%)

2013

Empresa Nov. 10 Ene. 20 Feb. 15 Mar. 20 Abr. 08

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. 95,5 95,5 100 100 100

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. 5,9 5,9 11,8 70,6 70,6 ↑

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

CODENSA S.A. E.S.P. 93,8 95,2 98,2 98,2 98,2

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP 47,4 42,1 75 94,7 94,7 ↑

COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. 86,7 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. 50 61,8 61,8 73,5 73,5 ↑

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 95,9 95,9 100 100 100

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. 81,3 81,3 93,8 93,8 100 ↑

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. 40 40 75 75 75

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3

EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. 75 75 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. 80 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P. 0 0 0 66,7 66,7 ↑

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. 50 50 50 50 50

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. 100 100 100 100 100

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 97,1 97,1 99 99,4 99,4

2014

Se hizo contacto con el agente pero no se tiene información sobre plan de acción. Contactos: Luz Marina Escobar, Edgar Giraldo.

Esquema de Desconexión Automática de Carga por baja frecuencia

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EDAC: Esquema de respaldo del SIN para mitigar los efectos de los grandes

desbalances Generación-Demanda del SIN

CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS

Accionable

Generación vs Demanda Real 1

No Accionable

Autoregulación 2

Regulación Primaria 3

Regulación Secundaria 4

Regulación Terciaria 5

EDAC 6

Instancia t

Min - Horas

200 ms – 4s

Despacho Horario

ms – 1 s

1 s – 10 s

30 s – 10 min

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EDAC VIGENTE

En el SEE del 20/03/2014 se presentó la revisión anual del EDAC y se concluyó que el desempeño del EDAC durante el ultimo año fue adecuado, deslastrando en cada caso la carga necesaria para llevar la frecuencia del SIN a su valor normal de operación y se recomendó darle continuidad al esquema actual.

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RESPONSABILIDADES DEL EDAC DEL SIN

1. Diseño y revaluación anual del EDAC (CND)

2. Reporte de información del EDAC implementado (ORs)

3. Reporte de pruebas a las etapas del EDAC (ORs)

4. Revisión de los resultados de las pruebas del EDAC (CND)

5. Reporte de actuación del EDAC ante eventos (ORs)

6. Análisis de eventos que involucren actuación del EDAC del SIN (CND)

7. Informe anual del SIN: Reporte EDAC año anterior (CND)

RESPONSABILIDAD CND DISEÑO DEL ESQUEMA

Resolución 061 de 1996 establece que: “Mediante estudios de estabilidad dinámica y aplicando los

criterios definidos en este Código, el CND determinará para cada área operativa el número de etapas a implementar, el porcentaje de demanda total a desconectar en cada etapa y la temporización correspondiente. El esquema será sometido a consideración de las empresas a finales de abril de cada año. El CND revisará la propuesta teniendo en cuenta los comentarios de las empresas y pondrá a su disposición el informe del esquema definitivo antes del 31 de mayo de cada año. Las empresas deberán tener implantado el esquema antes del 30 de junio del mismo año.”

CRITERIOS PARA EL DISEÑO DEL ESQUEMA

CREG 025 de 1995 y 061 de 1996:

• El disparo de la unidad de mayor capacidad del sistema no deberá activar el esquema.

• Minimizar la operación del SIN a frecuencias inferiores a 58.5 Hz, en contingencias, para evitar la pérdida de vida útil de las plantas térmica.

• Evitar la excursión de la frecuencia del SIN por niveles inferiores a 57.5 Hz.

• Minimizar la desconexión de carga y las condiciones de sobrefrecuencia.

• De ser necesario se puede deslastrar hasta el 60% de la demanda.

• Se distribuye entre las áreas operativas de forma tal que cada una cumpla con el porcentaje asignado

• Donde sea insuficiente el esquema nacional se implementarán esquemas suplementarios.

• El esquema es diseñado por el CND y validado por en el CNO.

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RESPONSABILIDADES ORs

CREG 061 de 1996

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RESPONSABILIDADES ORs

Acuerdo CNO-631 de 2013

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Razones técnicas para incumplimiento del EDAC

1. Indisponibilidad por mantenimiento de los circuitos seleccionados para la desconexión automática de carga en cada una de las etapas del esquema de desconexión de carga del sistema.

2. Indisponibilidades de los circuitos seleccionados para la desconexión automática de carga en cada una de las etapas del esquema de desconexión de carga ocasionadas por eventos ocurridos en el sistema.

3. Eventos en los cuales se determina que la excursión de la frecuencia no fue suficiente para alcanzar a activar la desconexión de carga del EDAC en alguna de las etapas del SIN, considerando lo establecido en el Acuerdo CNO 631 de 2013 respecto a la tolerancia máxima permitida tanto en temporización (+/- 50 ms) como en frecuencia (+/- 30 mHz), y por tanto, a pesar de no operar el EDAC se considera una adecuada operación del Esquema.

4. Desviaciones del pronóstico de la demanda del operador de red con respecto a la demanda real obtenida durante la operación del EDAC

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SOLICITUD DE REPORTE EDAC

AgenteDeslastre de

Carga (MW)

Demanda Previa

(MW)

%

DesconexiónProblemas Reportados

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EMPRESA FECHA DE REPORTE OBSERVACIONES CUMPLIMIENTO (*)

EPM 31 de octubre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a las etapas 1, 2

y 3 del EDAC.√

ELECTRICARIBE 31 de octubre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a las etapas 1, 2

y 3 del EDAC.√

CODENSA 17 de septiembre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a las etapas 1, 2

y 3 del EDAC.√

EDEQ 30 de octubre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a las etapas 1, 2

y 3 del EDAC.√

EEP 30 de octubre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a todas las

etapas del EDAC. Para la etapa 7a se requiere reajuste del umbral de

frecuencia en Dosquebradas circuito 1 que tiene una deviación de 0.036 Hz

√

ELECTROHUILA 30 de octubre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a todas las

etapas del EDAC. √

ELECTROCAQUETÁ 31 de octubre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a las etapas 1, 2

y 3 del EDAC. √

CENS 31 de octubre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a todas las

etapas del EDAC. √

EPSA-CETSA 31 octubre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a las etapas 1, 2

y 3 del EDAC.√

ENELAR 31 de octubre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a las etapas 1, 2

y 3 del EDAC. √

ESSA 20 de noviembre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a las etapas 1, 2

y 3 del EDAC. √

EMCALI 20 de noviembre de 2013Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a las etapas 1, 2

y 3 del EDAC. √

CEO 07 de enero de 2014Presentó pruebas realizadas para todas las cargas asociadas a las etapas 1, 2

y 3 del EDAC. √

Reporte de resultados de las pruebas EDAC Etapas 1, 2 y 3 Acuerdo CNO 635 de2013

(*): √ Significa que no se evidenciaron desviaciones en frecuencia ni en temporización, superiores al máximo establecido en el acuerdo CON 631 de 2013

Fuera del plazo establecido

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Reporte de resultados de las pruebas EDAC Etapas 1, 2 y 3 Acuerdo CNO 635 de2013

Estas empresas tienen pendientes por ajustar para acogerse a lo establecido en el acuerdo CNO 488.

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Reporte de resultados de las pruebas EDAC Etapas 1, 2 y 3 Acuerdo CNO 635 de2013

Empresas que no presentaron reporte de pruebas:

EMPRESAEMSA

ENERCA

DISPAC

BAJO PUTUMAYO (*)

EEC (*)

ENERGUAVIARE (*)

EMCARTAGO (*)

PUTUMAYO (*)

(*): No han reportado antes EDAC

El Consejo Nacional de Operación, envió comunicación a las empresas, que no reportaron información de los resultados de las pruebas realizadas a las etapas del EDAC, definidas anualmente por el CNO.

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Plazos Acuerdo CNO 631

PLAZOS DEFINIDOS POR LA REGULACION VIGENTE

Plazos CREG 061 de 1996

Plazos Acuerdo CNO 642

Fecha Actividad Responsable

31 de Octubre Reporte deslastres por barra y pruebas a las etapas del EDAC ORs

31 de Noviembre Consolidar reportes y presentar informe en el CNO CND

31 de marzo Determinar etapas a probar (El CND propuso para el 2014

realizar pruebas a las etapas 4, 5 y 6)

SEE

Fecha Actividad Responsable

30 de Abril Someter a consideración de las empresas el informe del EDAC.

Socialización ante el SEE, CO y CNO

CND

31 de Mayo Publicar informe definitivo CND

30 de junio Implementación del EDAC en el SIN ORs

Una semana

posterior al

evento

Presentar justificación ante incumplimientos en el porcentaje de

carga a deslastrar requerido durante un evento.

ORs

Fecha Actividad Responsable

25 días hábiles

después de

ocurrido el

evento

Publicar informe definitivo del evento asociado al EDAC del SIN

en el portal web de XM

CND

Plan de Defensa del SIN

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CONTENIDO

Antecedentes

Descripción general del Proyecto

Resultados – Mapa de ruta

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ANTECEDENTES

Relacionamiento Procedimientos

Gestión

Humana Tecnología

Principales acciones de XM para minimizar los riesgos de colapso ante

eventos de gran magnitud en el SIN

Externos:

- UPME

- CREG

- CNO

Internos:

- XM

2007

Apagón total del Sistema Interconectado Nacional Colombiano: jueves 26 de abril a

las 09:58 horas

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Proyecto: PLANES DE DEFENSA DEL SIN

-Descripción general-

Referenciamiento Internacional

Normatividad Colombiana

Prácticas Internacionales

Recomendación de acciones a

Planeación de la operación del SIN – Roles y

responsabilidades

Coordinación de protecciones

… Para una operación segura y confiable del SIN

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Mayo 2012

Orden de

inicio

Septiembre 2012

Informe #1

Enero 2013

Informe #2

Abril 2013

Informe #3

Análisis normatividad Colombiana y comparación frente a prácticas internacionales

Acciones recomendadas a XM en lo referente al ajuste y coordinación de protecciones

Análisis desde el punto de vista del operador del SIN, del esquema operativo y de protecciones de dos S/E del STN

Proyecto: PLANES DE DEFENSA DEL SIN

-Cronograma general-

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Proyecto: PLANES DE DEFENSA DEL SIN

-Experiencia de los consultores-

34 años en la industria de las protecciones eléctricas

Chair del “System Protection Committee” de IEEE

Diseño y aplicaciones de relés de protección

Posee una patente en el campo de las protecciones (recierres)

David

Elizondo, PhD

Tom Gentile

Hans Candia

Eric Udren

Solveig Ward

40 años en la industria de las protecciones eléctricas

Vice-Chair del “Relaying Communications Subcommittee” de IEEE

Trabajó para la National Electric Reliability Council (NERC)

Autor de numerosas publicaciones técnicas en protecciones y

telecomunicaciones

33 años de experiencia en planeación de sistemas de potencia

Chair IEEE-USA Energy Policy Committee

Chair del New York State Reliability Council

Trabajó para la NERC

Director de Planeación de National Grid (2000 – 2006)

Líderes administrativos del proyecto

Amplia experiencia en protecciones, control y construcción de S/E’s

El Dr. Elizondo obtuvo su PhD en Virginia Tech desarrollando

investigaciones en el campo de las fallas ocultas

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XM como operador del SIN cuenta con el conocimiento y con las herramientas técnicas suficientes para el desarrollo

de esquemas de protección sistémicos (planes de defensa) basados en medidas sincrofasoriales (PMU’s).

XM cuenta con informes muy bien estructurados para el análisis de eventos sobre el SIN y con muy buenas

reproducciones de los mismos mediante simulaciones, cuando es requerido.

La experiencia de los análisis de grandes eventos sobre el SIN, más el conocimiento consignado en las Guías para el

buen ajuste y la coordinación de las protecciones del SIN, brindan a XM elementos de discusión importantes

en escenarios técnicos internacionales que le permiten una realimentación continua y una participación activa en el

desarrollo de estándares técnicos que le permitirían mediante las recomendaciones brindadas a los agentes del sector,

contar con una mayor confiabilidad en la operación del sistema.

PLANES DE DEFENSA DEL SIN - Resultados

“3.2.6.2 Recommendations

a) The StationWare procedure is industry best practice.

3.7.5.2 Recommendations

a) P&C team is perceived as strong and well positioned and should

continue its role of the protection and control of the SIN. The findings

and recommendations defined in Task 1 report [1], Task 2 report [2]

and this report are part of a continuous improvement process and

should encourage them to continue defending their position to

preserve the reliability of the SIN.

b) The skills of the P&C staff were found comparable with the best

industry practices.”

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Planeación

Revisión y análisis de criterios de

confiabilidad ante (n-1)

Mantener participación en la planeación de la

expansión

Localización del AGC, modelos de carga, ESPS, iSAAC y nuevo EMS, modelos de generadores

Propuestas Regulatorias

Revisión e incorporación de

criterios de planeación y

operación

Requerimientos mínimos de

protecciones

Responsabilidades de los agentes y del CND en aspectos de protecciones

Relacionamiento Sectorial

Técnico Nacional: GNPyC, GCG, SEE,

CAPT

Internacional: PSRC, CTEGE, EPRC,

Cigré

Gubernamental: UPME, CREG, MME

Implementación de mejores

prácticas

Revisión Guías de Protecciones

Nuevas metodologías para

esquemas de protección Área

Amplia

Revisión de procesos al interior

de XM

Proyecto: MAPA DE RUTA PLANES DE DEFENSA DEL SIN

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ESTRATEGIA IMPLEMENTACIÓN PLAN DE DEFENSA

Divulgación resultados del proyecto

Análisis de recomendaciones

Implementación

2013-2014

2013-2014

2014-2016

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Evaluación Potencia Reactiva

Robustez del SIN

Análisis de criticidad de S/E’s

Nuevas metodologías para evaluación del EDAC

Localización del AGC

Tiempos críticos de despeje de fallas

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Actualización guías de protecciones

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CIER

ANÁLISIS APLICABILIDAD DE RECOMENDACIONES

PROYECTOS PREVIOS Modelos de carga

Software análisis de maniobras

Modelos de generadores

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SEMINARIO INTERNACIONAL DE ANÁLISIS DE EVENTOS Y PROTECCIONES - Nuevos desafíos para incrementar la confiabilidad de los Sistemas Eléctricos de Potencia

Temas:

Estado del Arte en Análisis de Perturbaciones en Sistemas de Potencia

Red de Medición Fasorial, el nuevo paradigma en Análisis de Eventos

Protecciones Sistémicas y su impacto en la Operación de los Sistemas de Potencia

Marco Regulatorio aplicable a los Análisis de Eventos y Protecciones

Experiencias del CND en metodologías para Análisis de Eventos y desarrollo de

planes de defensa para el Sistema de Potencia Colombiano

Experiencias y desarrollos de Sistemas de Medición Control y Protección de Área

Amplia (WAMPACS)

Comportamiento de los generadores ante perturbaciones.

Experiencias y lecciones aprendidas en black-out.

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Certificación Nacional de Operadores

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En los análisis de eventos y seguimiento de maniobras que realiza XM, se han detectado los siguientes cuatro casos generales:

1. Por desconocimiento de la reglamentación vigente u omisión de consideraciones técnicas, se han puesto en peligro la vida de personas que se encuentran realizando trabajos en el SIN, independiente de si están amparados o no por una Consignación Nacional.

2. Se han detectado operadores nuevos de los centros de control que realizan maniobras operativas en el SIN que no cuentan con previa capacitación.

3. Las empresas reportan operadores de centros de control con niveles de escolaridad no idóneos, que limitan el entendimiento claro de las implicaciones eléctricas de las maniobras en el SIN, y por ende, no aptos para la toma de decisiones operativas en tiempo real.

4. Ante la ausencia de operadores calificados en los centros de control, las instrucciones impartidas por el CND son recibidas en varios casos por personal externo a la operación de tiempo real.

Consideraciones Generales

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Plan de Trabajo 2014

ActividadFecha de Ejecución

(2014)

Enviar usuarios y contraseñas para acceder a la plataforma virtual XM y

revisión de instrumentos de evaluación.Enero - Marzo

Programar foros virtuales para la solución de inquietudes sobre el

proceso a los operadores.Febrero-Junio

Firmar, XM - SENA, un “Acuerdo de Apoyo Mutuo y Confidencialidad”

específico para el proceso de certificación nacional de operadores.Abril

Programación de la aplicación del proceso para cada uno de los agentes

Operadores de Red, Transportadores y GeneradoresMayo

Adecuación y puesta en producción de los instrumentos de evaluación,

conforme la nueva metodología establecida por el SENA para

certificación.

Junio

Iniciar aplicación del proceso de certificación a los evaluadores y

operadores de diferentes empresas.Julio - Diciembre

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Plataforma virtual

Se montaron tres cursos para el Sector Eléctrico en el Sistema de Administración de Entrenamiento -SAE- de XM: http://sv11.xm.com.co/moodle

1. Generalidades Certificación:

Definiciones, procedimiento y lineamientos del SENA.

2. Certificación Nacional de Operadores:

¿Por qué certificar a los operadores?, referentes internacionales, NCL aprobadas para el proceso, temas cubiertos.

3. Certificación Nacional de Operadores (Solo para evaluadores):

Evidencias de conocimiento, respuestas cuestionarios, temas de estudio.

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Plataforma Virtual

INFORMACIÓN PARA OPERADORES Y EVALUADORES

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Calidad, seguridad y confiabilidad del Sistema

Eléctrico Colombiano.

¿Qué se pretende?

Garantizar exigencias mínimas para todos los operadores que vayan a coordinar

maniobras con el CND, antes de iniciar el trabajo por primera vez.

Disponer todo el tiempo del personal competente para la operación y

coordinación de maniobras con el CND.

Que todas los agentes cuente con esquemas de reemplazo para la

designación de las funciones que les corresponde en la operación de tiempo

real con personal competente para tal fin.

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Aprox. 600 Operadores (público objetivo)

Empresas con información sobre nivel de escolaridad: EMSA

ENELAR

CELSIA

CENS

EDEQ

EEC

TERMOEMCALI

CEO

ENERTOLIMA

ESSA

ISAGEN (JAGUAS,

MIEL , TERMOCENTRO)

PROELÉCTRICA

URRÁ

EBSA

TERMOYOPAL

EPSA

CEDENAR

CHEC

EEP (PUTU.)

EEBPSA

ELECTROHUILA

EEP (PEREIRA)

EPM

AES CHIVOR

TEBSA

ENERCA

INTERCOLOMBIA

TRANSELCA

TERMOCANDELARIA

TERMOTASAJERO

Pendiente información sobre nivel de escolaridad:

DISPAC, EEB, GENSA, ELECTROCAQUETÁ, EMCARTAGO, EMGESA, ELECTRICARIBE,

Empresas que no han enviado ninguna información sobre los operadores:

DISPAC, CODENSA, ISAGEN (SAN CARLOS, CALDERAS, AMOYÁ)

60 operadores aprox.

Acuerdo de seguimiento de proyectos

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Objetivo Identificar oportunamente posibles atrasos en la definición de obras y en el desarrollo de proyectos y el impacto de los mismos con respecto a la fecha de puesta en servicio definida en el plan de expansión, concepto UPME o en la convocatoria

Metodología Clasificación proyectos: en etapas

Variables a monitorear: Nivel de ejecución del proyecto respecto al

cronograma establecido e Impacto por la entrada o atraso del proyecto.

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Identificación Restricciones

Son identificadas por la UPME o por el CND

Definiciones según Resolución CREG 062 de 2000

“Restricción Operativa. Exigencia operativa del sistema eléctrico para garantizar la seguridad en Sub-Áreas o Áreas Operativas, los criterios de calidad y confiabilidad, la estabilidad de tensión, la estabilidad electromecánica, los requerimientos de compensación reactiva y de regulación de frecuencia del SIN.”

“Restricción Eléctrica: Limitación en el equipamiento del SIN, o de las Interconexiones Internacionales, tales como límites térmicos admisibles en la operación de equipos de transporte o transformación, límites en la operación del equipamiento que resulten del esquema de protecciones (locales o remotas), límites de capacidad del equipamiento o, indisponibilidad de equipos.”

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Alternativas de expansión

(Etapa I)

Proyecto con ejecutor

seleccionado

(Etapa III)

Proyecto en construcción

(Etapa IV)

Proyecto incluido en el plan

de expansión o con

concepto de conexión de la

UPME

(Etapa II)

Nivel de ejecución del

proyecto

FPO:

Fecha de puesta en operación

1

2

3

4

Cumple FPO

Riesgo atraso

FPO

Atraso frente al

cronograma

No cumple

FPO

Radar de seguimiento proyectos de expansión

Impacto Operativo

Aumento de Confiabilidad

Disminución o eliminación de

Restricciones operativas

Disminución DNA

Clasificación proyectos: en etapas

Variables a monitorear: Nivel de

ejecución del proyecto respecto al

cronograma establecido e Impacto por

la entrada o atraso del proyecto.

Metodología

Disminución o eliminación de

Restricciones eléctrica

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Nivel de

atraso

del proyecto

Definición

1 Dentro de los plazos. No hay riesgo de

atraso FPO

2 Atraso frente al cronograma definido. No

hay riesgo de atraso FPO

3 Atraso frente al cronograma definido.

Hay riesgo de atraso FPO

4 Atraso frente al cronograma definido. No

es posible cumplir con FPO

Proyecto Tercer transformador Reforma

Nivel de atraso del

proyecto

FPO:

Fecha de puesta en operación 2015

1

2

3

4

Impacto Definición

Aumento de confiabilidad

Disminución o eliminación de

restricciones operativa

Disminución o eliminación de

restricciones eléctrica

Disminución DNA

FPO Seguimiento Fechas de

seguimiento Observaciones

2011 1 Dic de 2010

2011 2 Mar de 2011

2012 3 Sep de 2011

2012 4 Mar de 2011

2012 5 Sep de 2011

2013 6 Jun de 2012 UPME emite concepto (Etapa 3)

2013 7 Sep de 2012

2013 8 Mar de 2013

2014 9 Jun de 2013

2014 10 jun de 2013

2014 11 ago de 2013

1

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Seguimiento proyecto

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Alternativas de expansión

(Etapa I)

Proyecto con ejecutor

seleccionado

(Etapa III)

Proyecto en

construcción

(Etapa IV)

Proyecto incluido en el

plan de expansión o

con concepto de

conexión de la UPME

(Etapa II)