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Restricciones del SIN

Dirigido a

Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión - CAPT

22 de febrero de 2019

Generalidades

Limitaciones que se presentan en la operación de un Sistema de Potencia, que tiene su

origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica asociada, o en la aplicación de

criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad.

Las restricciones exigen generación de seguridad* y se clasifican según su naturaleza en

• Restricciones Eléctricas

• Restricciones Operativas

Restricciones Eléctricas

Restricciones Operativas

* En caso de no existir generación de seguridad se toman medidas operativas como actuación de ESPS, RAG, otros.

Asociadas a limitaciones que se presentan en la operación

del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la

infraestructura eléctrica, como límites térmicos admisibles

de equipos de transporte o transformación.

Asociadas con las exigencias operativas para cumplir con los criterios de

seguridad, confiabilidad y calidad en el suministro (soporte de tensión,

estabilidad, otros).

Generación de Seguridad

Generación forzada que se requiere para mitigar restricciones eléctricas u operativas del SIN

¿Qué son la Restricciones de un Sistema?


3

Criterios regulatorios para la Operación del SIN

Límites de carga de los equipos en estado de operación normal: El CND coordinará la operación del SIN respetando los límites, tanto en estado normal como de sobrecarga, declarados por los agentes para sus equipos.

Niveles de tension: Tensiones en las barras de 110 kV, 115 kV, 220 kV y 230 kV no deben ser inferiores al 90% ni superiores al 110%. Para la red de 500 kV, el voltaje mínimo es del 90% y el máximo es del 105% del valor nominal

Criterio n-1: En el análisis de estado estacionario se consideran contingencias sencillas en las líneas de transmisión y en los bancos de transformadores.

Eventos en cascada: Las corrientes e impedancias vistas por los relés vecinos, deben ser tales que no ocasionen la salida de elementos adicionales, lo cual originaría una serie de eventos en cascada.

Corto circuito: Ante fallas monofásicas y trifásicas en subestaciones, las corrientes de cortocircuito no deben superar la capacidad de diseño. En la evolución transitoria de las tensiones, los valores obtenidos en las simulaciones no deberán estar por debajo de 0.8 pu por más de 500 ms

GeneralidadesEjemplos de Restricciones en un Sistema de Potencia

Generalidades¿Qué Aspectos Impactan las Restricciones?

o Agotamiento en las redes del STN y STR

o Aplicación de los criterios de confiabilidad

o Inflexibilidad de los recursos de generación

o Mantenimientos

o Fallas

o AMI

o Costos de Operación de las Plantas Térmicas

o Comportamiento del Precio de Bolsa

Estructurales Día a Día Mercado

Q Q P y Q


6

¿Qué son las restricciones del SIN?

Gi

G1

.

.

.

Gk

horas

Precio

Tk

cn

ck

ci

c1

Demanda

Ideal Real

Gi

G1

.

.

.

Gk

Gn

horas

Precio

Tk

cn

ck

ci

c1

Generación de seguridad

Demanda

generación de seguridad

Recursos en mérito

La generación de seguridad es requerida por los sistemas de potencia para operar dentro de los límitesestablecidos por la reglamentación con el fin de cumplir criterios de seguridad, calidad y confiablilidad

Pbolsa

PReconciliación+ P

Recursos fuera de mérito

Q

Recursos enmérito

Costo Restricciones = f(P*Q)


7

RESTRICCIONES DEL SIN

𝑀𝑎𝑔𝑅𝑒𝑐+ & 𝑀𝑎𝑔𝑅𝑒𝑐− 𝑃𝑅𝑒𝑐+ & 𝑃𝑅𝑒𝑐−

𝑃𝑅𝑒𝑐+ 𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎

𝑀𝑖𝑛 𝑃𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 , 𝑃𝑜𝑓𝑒𝑟𝑡𝑎 +𝑃𝐴𝑅

𝐺𝑆𝐴

PRec+ TérmicasPRec+ Hidraúlicas

P


8

MAGNITUD DE RECONCILIACIÓN POSITIVA

0

200

400

600

800

1000

1200

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

ene-

01

may

-01

sep

-01

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02

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sep

-02

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03

may

-03

sep

-03

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04

may

-04

sep

-04

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05

may

-05

sep

-05

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06

may

-06

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-06

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07

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sep

-07

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08

may

-08

sep

-08

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09

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-09

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10

may

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sep

-10

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11

may

-11

sep

-11

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12

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-12

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-12

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13

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-13

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-13

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-14

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-15

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-15

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17

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-17

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18

may

-18

sep

-18

ene-

19

$/k

Wh

MRECO+ kWh/Grea PB_PROM_POND

* Gráfica realizada con datos hasta febrero 16 del 2019


9

MAGNITUD RECONCILIACIÓN +

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

GW

h

Magnitud de Reconciliación +

Atlantico Bolivar Cordoba GCM Zona Interior



10

COSTO RECONCILIACIÓN +

-

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

$ C

OP

Mile

s d

e m

illo

nes

Costo de Reconciliación +

Atlantico Bolivar Cordoba GCM Zona Interior


Características Área Caribe


12

Sistema Interconectado Nacional

Demanda Caribe


13

¿Qué causa la necesidad de generación de seguridad?

Limitación Red STN

Limitación Red STR

Mantenimientos de la red y gen

Agravantes Crecimientos de demanda

Inflexibilidad uni generación

Atrasos y dificultades proyectos

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Despacho Tebsa [% horas al año]

Menor a 392 MW Igual a 392 MW

CREG 051/09 Pb ↑Despacho merito

200

400

600

800

1000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Ho

ras

Periodos Mantenimiento Red 500 kV*

* Con impacto en la generación de seguridad del área Caribe


15

Despacho ProgramadoDificultades con proyectos

CONVENCIONES

UPME 05-2009Tesalia

UPME 03-2010Chivor II

FPO DSI

FPO DSI

FPO DSI

El retraso en la entrada en operaciónde los proyectos de expansión es unacondición recurrente, lo que hace queestas obras pierdan efectividad eimpacto en el sistema al momento desu entrada en operación.

FPO: Fecha de Puesta en Operación

DSI: Documentos de Selección de Inversionista

UPME02-2009Armenia

FPO DSI

FPO EjecutorFPO DSI

FPO DSI

FPO Ejecutor

Proyectos que en el plan de expansión tenían una FPO definida y en los DSI cambió

Cambio de fecha (DSI o Resolución)

FPO – Nivel 3 (Riesgo de atraso FPO)

FPO – Nivel 2 (Atraso recuperable)

FPO –Nivel 1 (Cumple FPO)

FPO – Nivel 4 (No cumple FPO)

FPO Ejecutor

UPME 05-2014 Refuerzo 500 kVCosta Atlántica

UPME 03-2014 Ituango 500 kV

UPME 03-2016San Antonio 230 kV

FPO Ejecutor

UPME 01-2017BT El Bosque 3

FPO Ejecutor

FPO Ejecutor

FPO Ejecutor

FPO EjecutorUPME 02-2015 Palenque 230 kV

FPO EjecutorUPME 01-2013 Sogam.-Norte-N. Esper.

UPME 09-2016 Copey –Cuestecitas 500 kV y Copey –Fundación 220 kV

FPO Ejecutor

UPME 07-2016 La Virgínia -Nueva Esperanza 500 kV

FPO DSI=FPOEjecutor

UPME 01-2014: La Loma 500 kV

UPME 05-2013 Suria 230 kV

UPME 07-2013 Montería 230 kV

UPME 06-2013 Caracolí 230 kV

UPME 04-2014 Refuerzo 500 kV Suroccidente

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

FPO Ejecutor

FPO Ejecutor

FPO Ejecutor

FPO Ejecutor

UPME 03-2017BT Valledupar 220kV

UPME 07–2017 Sabanalarga –Bolivar 500 kV

UPME 08-2017Sogamoso 3 500/230 kV

UPME 01-2018 Segundo Transformador Ocaña 500/230 kV

UPME 05–2018 Toluviejo 220 kV

UPME 06 - 2017 Subestación Colectora 500 kV

7 años

6 años

6 años

UPME 04–2018 S/E San Juan 220 kV

UPME 06–2018 S/E El Río 220 kV

S/E Nuevo Siete 230 kV

S/E San Lorenzo 230 kV

Cambio conf. Mocoa 230 kV


Balance de Restricciones del SIN

16

Restricciones alerta: 69Restricciones emergencia: 44113

Estado de alerta: Ante la ocurrencia de una contingenciase alcanza un estado de emergencia (CREG 025-1995).

Estado de Emergencia: Se violan los límites de seguridaddel sistema de potencia o no se puede atender la demanda(CREG 025-1995).

4 3 4 3

12

3 2 1

11

75 5 4

2 1 1 1

17

105

5

2

2

11

10

5

10

15

20

25

Nú

mer

o d

e R

estr

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on

es

Estado de restricciones del SIN

Restricciones Alerta Restricciones Emergencia

El crecimiento de la demanda del SIN hizoevidente un mayor número derestricciones. Este número hubiera sidomayor sin la entrada de los proyectos delaño 2018.

Diciembre de 2018


Estado de operación del SIN

• Límite de importación de 1500 MW y necesidad de un mínimonúmero de unidades para soporte de tensión.

• Ante mantenimientos e indisponibilidades la condición es máscrítica, requiriendo mayor programación de generación deseguridad.

Proyectos de expansión que aumentan el límite de importación ydisminuyen el mínimo número de unidades requerido:• Antioquia – Cerro 1 y 2, Antioquia - Medellín 500 kV (28/02/2019)• Cerro – Chinú – Copey 500 kV (julio de 2020)• Sabana – Bolívar 500 kV (noviembre de 2020)

El crecimiento de la demanda y la no entrada de expansión implicamayor generación al interior del área Caribe. Las inflexibilidades delas plantas del área pueden implicar programar mayor generación deseguridad.

A pesar de la entrada de los proyectos de expansión definidos,debido al crecimiento de la demanda a futuro, se observa lanecesidad continuar programando generación al interior de Atlántico.

STN Caribe

Los cortes asociados con los intercambios a Caribe 500

kV se activaron durante 4.501 horas, lo que representa

el 51% de las horas totales del año.

En el cuarto trimestre de 2018

Durante el año 2018

Los cortes asociados con los intercambios a Caribe 500

kV se activaron durante 1.409 horas, lo que

representa el 63.8% de las horas totales del trimestre


Situación Actual del SINRestricciones Técnicas con Mayor Participación en 4T 2018

2208 2208 2190 2139 2018 1890 1855 17451544 1409 1322 1203

747583 558

100.0% 100.0% 99.2% 96.9%91.4%

85.6% 84.0%79.0%

69.9%63.8% 59.9%

54.5%

33.8%26.4% 25.3%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

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500

1000

1500

2000

2500

Cor

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Situación Actual del SINRestricciones Técnicas del STR Subárea Atlántico

• Limitaciones en la red del STR (Mttos / ESPS / etc) -> Generación de seguridad• Inflexibilidad de los recursos de generación -> Mínimos técnicos y Tiempos en línea• Necesidad de balance de la generación -> Generación mayor a la gen de seguridad

Problemática:

• Caracolí 220/110 kV (28/02/2019) -> Menor riesgo DNA• UPME Atlántico 1 y 2 (Sin fecha definida) -> Menor necesidad de balances de generación• El Río 220/110 kV (Noviembre de 2022). -> Aumento Flexibilidad, reduce restricciones

Proyectos:

No se logra eliminar completamente los requerimientos de Generación de Seguridad


20

Despacho Programado

Limitación Red STR*

* Con mayor impacto en las restricciones del SIN

Requerimiento de potencia para el control de cortes – Subárea AtlanticoEvitar sobrecargas en estadoestacionario, ante contingencia n-1

Núm Restricción Impacto

1Agotamiento en capacidad detransformación en Flores yTebsa 220/110 kV

• Posibilidad de sobrecostos operativos por programación degeneración de seguridad a nivel de 110 kV para cubrir lasrestricciones.

• Riesgos de demanda no atendida por actuación de esquemassuplementarios en los casos en que no se puedan cubrir lasrestricciones.

• Posibilidad de sobrecostos operativos por programación degeneración de seguridad para que los deslastres de carga de losesquemas suplementarios instalados sean suficientes.

2Agotamiento de la capacidadde transporte de la red a110 kV

• Posibilidad de sobrecostos operativos por necesidad de balanceentre la generación de Tebsa y Flores, lo cual provoca unainflexibilidad operativa que con el crecimiento de la demanda ylos mantenimientos en la subárea, cada vez es más complicadooperar la red con las condiciones de confiabilidad y seguridadrequeridas por la reglamentación vigente.

• Riesgos de demanda no atendida por actuación de esquemassuplementarios en los casos en que no se puedan cubrir lasrestricciones.

• Posibilidad de sobrecostos operativos por programación degeneración de seguridad para que los deslastres de carga delos esquemas suplementarios instalados sean suficientes.

• Riesgos de desatención de demanda de maneradescontrolada por falta o agotamiento de ESPS.

3Agotamiento de la capacidadde transporte de la red a34.5 kV

4

Agotamiento en la capacidadde corto circuito en lassubestaciones Tebsa 110 kV yTermoflores 110 kV.

Riesgo de daño de los equipos de corte de las subestaciones. Paraevitar estos riesgos se debe limitar las unidades de generación de lasubárea u operar las subestaciones seccionadas, lo que reduce laconfiabilidad del sistema.

4

1

1

4

3

2

2


21

Despacho Programado


Requerimiento de unidades por soporte por tensión – subárea GCM


Garantizar soporte de tensión antecontingencia Ocaña – Copey 500kV


22

Despacho Programado


Requerimiento de unidades por soporte por tensión – subárea Bolívar


Seguridad base de la subárea Bolívar

Seguridad para tensiones GCM

Mantenimientos

Proelectrica1 Uni Equi

Candelaria2 Uni Equi

Cartagena1.5 Uni Equi

Evitar colapso de tensión ante contingencia Bolívar – Copey500kV, Ocaña – Copey 500kV . Trf Bolívar 500/220 kV


23

Despacho Programado

Mantenimientos generación

0:00:00

480:00:00

960:00:00

1440:00:00

1920:00:00

2400:00:00

2880:00:00

3360:00:00

3840:00:00

4320:00:00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2016 2017 2018

BARRANQUILLA 3 BARRANQUILLA 4 CARTAGENA 1 CARTAGENA 2 CARTAGENA 3 FLORES 1 FLORES 4B GECELCA 3

GECELCA 32 GUAJIRA 1 GUAJIRA 2 PROELECTRICA 1 PROELECTRICA 2 TEBSAB TERMOCANDELARIA 1 TERMOCANDELARIA 2

20161,015 días

2017680 días

2018883 días


24

Despacho Programado

Inflexibilidad Uni GeneraciónTA: Tiempo de ArranqueTC: Tiempo de Calentamiento

TMG: Tiempo mínimo en líneaTMFL: Tiempo fuera de línea

NOMBRE CONF COMBUSTIBLE MINTECNICO TML TFL NOMBRE CONF COMBUSTIBLE MINTECNICO TML TFL

BARRANQ3 7 GFUEL 33 48 24 PROELEC1 1 GAS 42 4 4

BARRANQ4 7 GFUEL 33 48 24 PROELEC2 1 GAS 42 4 4

CTGEMG1 1 COM 30 48 24 TASAJER1 1 CAR 68 24 6

CTGEMG2 1 COM 30 48 24 TASAJERO2 1 CAR 66 24 8

CTGEMG3 1 COM 30 48 24 TCANDEL1 7 ACP 65 6 8

DORADA1 2 JET 10 1 1 TCANDEL2 7 ACP 65 6 8

FLORES IV 1 GAS 220 16 4 TCENTRO1 1 GAS 90 1 0

FLORES1 1 GAS 65 8 4 TEBSA 5 GAS 392 8 8

GECELCA3 1 CAR 90 24 24 TEMCALI 1 GAS 100 2 4

GECELCA32 1 CAR 130 48 24 TSIERRA 14 GFUEL 310 2 1

GUAJIR11 7 GCARBO 72 24 24 TVALLE 1 GAS 100 10 1

GUAJIR21 7 GCARBO 72 24 24 TYOPAL2 1 GAS 22 12 2

MERILEC1 1 GAS 90 6 2 ZIPAEMG2 1 CAR 17 72 18

PAIPA1 1 CAR 18 24 18 ZIPAEMG3 1 CAR 31 72 18



PAIPA4 1 CAR 50 1 1 Datos asociados a la configuración con mayor mínimo técnico

Operación tiempo real


Redespacho y AutorizacionesOPERACIÓN DEL ÁREA CARIBE

26

Situaciones Operativas

Desviaciones al pronostico de demanda

Salida súbita e indisponibilidad circuitos intercosta

Salida súbita e indisponibilidad SVC

Salida súbita e indisponibilidad unidades de generación

Incumplimiento al programa de generación

No entrega de activos en los tiempos establecidos en las consignaciones

Declaración hora a hora de indisponibilidad de recursos de generación

No cumplimiento al plan de pruebas de generación

Faltante de generación del área caribe, con recursos marginales en Atlantico

Eventos en el sector Gas


27

MAGNITUD REC+ DESPACHO & REDESPACHO & TIEMPO REALQ

3.2% 0.2% 1.4% 0.8% 0.6% 6.9% 2.6% 3.8% 0.7% 5.3% 9.4% 2.3% 4.4% 6.4% 6.5% 2.2% 6.0% 4.1% 2.4% 2.2% 6.8% 1.6% 1.9% 4.9% 9.7% 0.7% 6.1% 3.0% 1.8% 0.2% 3.1%

-15

-13

-11

-9

-7

-5

-3

-1

1

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

2016 2017 2018

GW

h

Diferencia (Gen Desp/Redesp/Real) - (Gen Ideal) Recursos área Caribe

Suma de Desp - Ideal Suma de Redesp - Ideal Suma de Real - Ideal Suma de porcentaje variación

Responsabilidad de los agentes

Realizar pronósticos de demanda lo más ajustados

posible.

Realizar actualizaciones diarias si se identifican desviaciones.

Cumplir con los tiempos programados de los trabajos e

informar oportunamente posibles retrasos.

Cumplir programas de pruebas e informar oportunamente

cambios en los mismos.

Contar con energético primario para honrar la disponibilidad

declarada.


29

Redespacho y AutorizacionesDesviaciones al Pronóstico de Demanda

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

PERIODOS

Desviación Demanda Real vs Pronóstico Caribe

-16.00%

-12.00%

-8.00%

-4.00%

0.00%

4.00%

8.00%

12.00%

16.00%

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

%PERIODOS

Desviación Demanda Real vs Pronóstico Caribe


30

Redespacho y AutorizacionesINDISPONIBILIDAD CIRCUITOS INTERCOSTA – RED 500kV

0:00:00

48:00:00

96:00:00

144:00:00

192:00:00

240:00:00

288:00:00

336:00:00

384:00:00

432:00:00

480:00:00

2 3

2018

Ho

ras

CAUSA: Forzado - Disparo en tiempo real

Indisponibilidad AMI

20160h:21min

20171h:22min

201855h:45min

20181011h:37min


31

Redespacho y AutorizacionesINDISPONIBILIDAD SVC Chinú

0

1

2

3

4

5

6

3 4 6 7 8 12 1 2 4 6 7 8 9 10 11 12 2 5 6 7 10

2016 2017 2018

Número de Salidas Forzadas SVC Chinú

0:00:00

4:48:00

9:36:00

14:24:00

19:12:00

24:00:00

28:48:00

3 4 6 7 8 12 1 2 4 6 7 8 9 10 11 12 2 5 6 7 10

2016 2017 2018

Horas de Salida Forzada SVC Chinú

Ante la indisponibilidad del SVC se tiene un requerimiento de generación de

seguridad de 3 unidades equivalentes adicionales para el área Caribe

2016 34h:12min

201738h:54min

201817h:26min


Recomendaciones


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Recomendaciones

Coordinación intersectorial que permitala entrada nuevos proyectos.

Obras STN& STR

Compatibilizar criterios de confiabilidad yseguridad entre expansión y operación.

Incorporar criterios de seguridad(Contingencias) en la expansión de losOR.

Nuevas Tecnologías

Establecer una regulación que permita laincorporación de equipos dealmacenamiento y equipos no en el SIN

Definir los proyectos y adjudicar lasconvocatorias de equipos dealmacenamiento y otros, que permitanaumentar la confiabilidad o disminuirgeneración de seguridad.

Evaluar la necesidad de ampliar loshorizontes de planeación y reducirtiempos de definición y salida aconvocatoria de las obras.


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Crear incentivos y ajustes regulatoriostendientes a incrementar la flexibilidaddel parque generador.

Ajuste regulatorio para la optimizaciónde la configuración de operación de lasplantas térmicas en el despacho yredespacho económico.

Flexibilidad

Establecer auditorias a los parámetrostécnicos.

Incorporar respuesta de la demanda.

Incluir criterios de calidad, confiabilidad yseguridad según el estado del sistema (normal,alerta y emergencia).

Revisar criterios probabilísticos en la operacióndel SIN.

Revisar la posibilidad de no atender la demanda ante ciertos eventos

Tomar acciones para mejorar el factor depotencia en el área Caribe.

Criterios de Operación

Recomendaciones


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Disponibilidad

Señales para la planeación y ejecución efectivade los mantenimientos de red y generación.

Incentivar mantenimientos en vivo y en horasy días de menor impacto.

Maximizar disponibilidad de los recursos detransmisión y generación

Gas

Crear escenarios de coordinación gaselectricidad.

Compatibilizar operación del sector gas conla operación del sector eléctrico.

Desarrollo de la infraestructura de la plantade regasificación del pacifico en el menortiempo posible.

Flexibilidad planta de regasificación deAtlántico

Recomendaciones

Promover la coordinación de mantenimientosde transmisión y pruebas de generación.

Minimizar periodos en pruebas de generación

Armonizar las pruebas de generación porunidad y no por recurso


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Establecer auditorias exclusivas a los reportes de costos de suministro ytransporte de combustibles, así como consumo de combustible reportadopor los agentes.

Utilizar el parámetro Heat Rate declarado por el agentes para el cargoconfiabilidad en la determinación del precio de reconciliación positiva.

Revisar de manera integral la la Resolución CREG 034 de 2001.

Información asociada a costos de restricciones pública, revisar qué debequedar exceptuado.

Recomendaciones


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