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El equipo de trabajo de planificación y gestión aporta a la gestión estratégica y competitiva de la organización, participando en la formulación, la implementación y el despliegue del direccionamiento estratégico, asesorando la formulación, implementación y evaluación del plan de empresarial, mediante el monitoreo de los objetivos y metas estratégicas, tácticas y operativas orientadas a la generación de valor económico, ambiental y social para los diferentes grupos de interés, fomentando de esta forma el desarrollo de territorios sostenibles y competitivos. Bajo el propósito de la sostenibilidad, el aporte a la gestión empresarial se enmarca en la planeación y gestión de iniciativas ambientales y sociales del negocio de
transmisión y distribución de energía y áreas administrativas en la organización, realizando acompañamiento y seguimiento a modelos, metodologías y directrices de acuerdo con las orientaciones de núcleo corporativo, en alineación con la normatividad colombiana vigente y estándares nacionales e internacionales. En materia de infraestructura, el aporte a la gestión empresarial se garantiza a través de la formulación de proyectos de inversión en infraestructura eléctrica de transmisión y distribución, orientados a garantizar la prestación segura, continua y confiable del servicio de energía a los clientes, generando valor económico, social y ambiental en los territorios comprendidos en el mercado de comercialización.
METAS-RETOS ESTABLECIDOS EN 2014
PARA 2015 LOGROS 2015
PLAN DE OPTIMIZACIÓN DE LA CALIDAD DEL SERVICIO: Continuar con el proyecto de Calidad del Servicio y permitir la mejora que se verá reflejada en los indicadores SAIDI y SAIFI los cuales hacen parte de los indicadores del Cuadro de Mando Integral, y en los ingresos a través de una mejora en el AOM reconocido.
Se mantuvo el desempeño de los indicadores SAIDI y SAIFI cumpliendo las metas establecidas por Núcleo Corporativo a través de la instalación de equipos en las redes eléctricas y otras acciones definidas en el plan.
Instalación, puesta en servicio e integración al SCADA de reconectadores que cumplirán la función de traslado de carga entre circuitos ante la presencia de eventos que causen demanda desatendida y para cúmulos de fallas que nos permitirá el aislamiento de la falla y la normalización del resto del circuito hasta que se supere la contingencia.
Se instalaron 38 reconectadores que han permitido continuar y complementar la mejora en la calidad del servicio prestado.
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Localizadores de falla. Equipos integrables al SCADA que nos permitirá atender el evento de manera más eficiente reduciendo los tiempos de búsqueda de la falla.
Se instalaron 2localizadores de falla en un circuito industrial (de 11presupuestados), los cuales se están supervisando. Se tienen definidos los puntos y el plan de trabajo para nuevos localizadores.
Cortacircuitos de tres disparos. Equipos instalados en redes de distribución y preferiblemente en zonas rurales donde se presentan la mayor cantidad de fallas instantáneas y permitir la recuperación del circuito de manera más eficiente.
Se instalaron 21 cortacircuitos con fusible de repetición en el área rural, con lo cual se pudo incrementar la confiabilidad de los ramales de circuito al igual, que aportar en la disminución de tiempo para el restablecimiento de fusibles fallados.
Búsqueda de herramientas que nos ayuden a atender las fallas de manera más eficiente y oportuna.
Se pretendía adquirir un módulo para localizar de fallas para que trabajara en el SCADA SURVALENT, pero desde la Unidad de Soportes de las tecnologías de operación, definieron que ellos primero probaban el modulo allá y luego lo llevan a filiales.
Marcación codificada del 50% de las estructuras en circuitos de distribución.
Se tenía planteado iniciar la marcación en el área Urbana e iniciando con Manizales, sin embargo buscando atacar el tema de criticidad se definió iniciar con los circuitos rurales que presentaban más alto grado, en su ejecución se ha avanzado en un 10%en la marcación de las estructuras. Desde el punto de vista del tiempo de ejecución no se alcanzó a ejecutar en mayor proporción debido a dificultades en la contratación y consecución del material adecuado para la misma.
PROYECTO DE PRODUCTIVIDAD EN CAMPO: Implementación del proyecto de productividad en campo que se da inicio en la filial CHEC el próximo 15 de febrero y con una duración de 8 meses.
Homologación de Planes Tácticos y Operativos.
Estrategia y políticas de contratación de recursos humanos.
Lineamientos para el proceso abastecimiento de materiales a cuadrillas.
Refinar el requerimiento de computación Móvil, y gestionar su implementación con T.I.
Identificación y estandarización de
En el año 2015 el proyecto de productividad enfocó sus esfuerzos a optimizar el proceso de mantenimiento de distribución, donde se concentra la mayorías de recursos de esta subgerencia, a través de la metodología empleada por el consultor Booz and Company contratado para la realización de un piloto en el núcleo corporativo, logrando integrar en el proceso a más de 250 personas que contribuyeron a la identificación de oportunidades de mejora que abarcaron temas relacionadas con diferentes áreas de la empresa como Desarrollo Organizacional, Tecnología Informática, Cadena de suministro, Gestión Operativa y todo el Ciclo PHVA del mantenimiento, durante este trabajo
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actividades claves en los procesos de campo.
Desarrollo de nuevas capacidades y metodologías de productividad.
se efectuaron actividades en los cuales se lograron obtener ahorros de $1.200 millones, cumpliendo con la meta establecida por el proyecto y la vicepresidencia de Transmisión y Distribución
RESOLUCIÓN 038: Incorporar las acciones requeridas para dar cumplimiento a las condiciones técnicas y procedimientos que se aplican a la medición de energía de los intercambios comercial en el Sistema Interconectado Nacional, las transacciones entre agentes y las relaciones entre agentes y usuarios, de acuerdo con lo establecido en la resolución CREG 038 de 2014, por medio de la cual se modifica el Código de Medida contenido en el Anexo general del Código de Redes.
Identificación y gestión con grupos de interés.
Clasificación y tipificación de los puntos de medición.
Identificación de los elementos del sistema de medición.
Revisión y adecuación de procesos y procedimientos (puntos de medición existentes y nuevos).
Diagnóstico de cumplimiento de los puntos de medición existentes a los requerimientos y requisitos del Código (oficina y campo).
Adecuación de los puntos de medición a los requisitos del código acorde con lo encontrado en la etapa de diagnóstico.
Requerimientos del Centro de Gestión de la medida.
Registro de sistemas de medición.
Hoja de vida del sistema de medición.
Actualización del registro de fronteras comerciales.
Mantenimiento del sistema de medición.
Se ha avanzado de forma adecuada en la implementación del código de medida para en la empresa; es así como en el centro de gestión de Medida se tienen ya definidas y suplidas en el 85% los requerimientos del mismo. Se realizó la verificación inicial de las fronteras comerciales y se elaboró el informe de diagnóstico para la Súper Intendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Está pendiente definir por parte del Consejo Nacional de Operación - CNO las pruebas de rutina a los sistemas de medición existentes; a raíz del fenómeno del niño que se bien presentando el CNO solicitó a la CREG el aplazamiento de las pruebas (Acuerdo 722), dadas las posibles afectaciones que se puedan tener en las subestaciones por suspensiones del servicios que implican estas pruebas. Se ha dado a conocer a las comunidades mediante campañas y talleres el alcance de la Resolución 038.
PLANIFICACIÓN Y GESTIÓN Incorporar la evaluación Socio – Ambiental en los análisis técnicos y económicos de los
Se elaboró propuesta metodológica para
el análisis de alertas tempranas en materia social y ambiental, la cual fue
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proyectos. aplicada a la ingeniería conceptual y al caso de negocio de los proyectos del plan de Expansión del STR de CHEC.
Desarrollar el 100% de los hitos establecidos para dar cumplimiento al indicador de Trayectoria de la RSE.
Cumplimos con el desarrollo del 100% de los hitos establecidos como CHEC para dar cumplimiento a las metas establecidas por el indicador de trayectoria de RSE 2015.
Realizar el diagnóstico en Derechos Humanos y gestionar la aprobación de la política en DDHH para CHEC.
Se adelantó en un 95% el desarrollo del diagnóstico para CHEC en DDHH con base en el Marco de Ruggie para la debida diligencia empresarial propuesta por Naciones Unidas, a través de una consultoría especializada. Se aprobó para CHEC por parte de la junta directiva la política en DDHH.
Realizar el despliegue del nuevo direccionamiento estratégico de CHEC alineado con el de Grupo EPM.
Se realizó despliegue de direccionamiento estratégico logrando impactar al 66% del total de los trabajadores de la empresa.
Lograr el 100% de la ejecución de inversiones programadas para el año 2015.
Se logró ejecutar el 51% de la meta de las inversiones inicialmente presupuestadas, debido a direccionamientos de Núcleo Corporativo, los cuales replantearon las inversiones asociadas a algunos proyectos.
Obtener el 84% como resultado de la medición del Índice de Gestión Ambiental Empresarial - IGAE.
En el año 2015 se realizaron ajustes a la metodología para la medición del IGAE, por lo que desde Núcleo Corporativo, se replantearon las metas de cumplimiento para las filiales de energía del grupo EPM estableciendo como nueva meta para CHEC el cumplimiento del 77%. El resultado obtenido por CHEC con respecto a la meta 2015 no se cumplió debido al impacto negativo que tuvo la sanción ambiental por parte del ANLA en la calificación, obteniéndose un resultado del 71%.
Participar como empresa en la Estrategia de Cambio Climático de Grupo EPM.
CHEC se vinculó mediante convenios con
las Corporaciones Autónomas de Caldas y Risaralda, al programa BanCO2, con el fin de mitigar los impactos del cambio climático asociados al negocio de T&D y generando un impacto social en materia de bienestar y calidad de vida para las familias socias del programa.
Gestionar la emisión del concepto favorable por parte de la UPME para la ejecución de los proyectos de expansión del STR y
El 27 de mayo 2015 la UPME emitió concepto favorable para la ejecución de los proyectos de expansión del STR y
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conexión al STN. conexión al STN.
Planear la expansión del Sistema de Distribución de Energía Eléctrica de los municipios de La Dorada y Dosquebradas.
Se adelantó el afinamiento metodológico
y la preparación de insumos de información para abordar el estudio de La Dorada. En Dosquebradas se llevaron a cabo intervenciones sobre la red a partir de análisis de corto plazo que permitieron alivianar restricciones identificadas en los diagnósticos previos.
Consolidación de planes de mantenimiento, integración de planes
Se continúa con la sensibilización a los ingenieros de subestaciones y líneas, distribución y gestión de activos para lo cual se han realizado reuniones de trabajo sobre la importancia de los planes para la calidad del servicio.
En relación con el avance en el montaje de los indicadores de falla y los reconectadores se tuvo dificultades en la capacidad operativa de la organización y con el comportamiento de la calidad del servicio.
Con respecto a la marcación codificada de las estructuras en circuitos de distribución, se presentaron serios inconvenientes para la consecución del material adecuado, evidenciándose en los fallidos procesos de contratación.
Para la implementación de la Resolución 038 se tuvo y persisten dificultades en la definición y ejecución de las pruebas de rutina para los transformadores de corriente y tensión, aunado a que para realizar las pruebas se requiere suspender el servicio, a su vez las condiciones asociadas
al fenómeno del niño hacen que se haya reconsiderado la realización de las pruebas. También se ha considerado que la CREG amplié el plazo de entrada en vigencia de la Resolución debido a que muchos de los tiempos contemplados se consideran cortos para le ejecución de las acciones no solo para la empresa sino a nivel del sector eléctrico.
Relacionamiento complejo con INTERCOLOMBIA requerido para la emisión del concepto favorable de la UPME para la ejecución de los proyectos de ampliación del STR y de conexión al STN de CHEC, considerando además mayor gestión de CHEC ante la UPME para dar soporte a los resultados de los estudios técnicos y económicos presentados por el Operador de Red.
La empresa a pesar de haber mejorado los indicadores de calidad, no fueron lo suficientes para permitir haber alcanzado los AOM reconocidos de acuerdo como lo define la Resolución CREG 097 de 2008.
Limitaciones en la interacción y articulación con el Área Generación de Energía para consolidar los elementos de planeación transversal corporativa. Zonas grises en el relacionamiento que se identificaron incluso desde núcleo corporativo.
Incorporación a iniciativas y atención de solicitudes derivadas del relacionamiento funcional con núcleo corporativo, además del involucramiento en asuntos corporativos que hacen complejo el manejo de agendas de trabajo, la planeación de las actividades y la atención de responsabilidades que hacen pesada la operación del día a día de los procesos de planeación.
Se dificulto el poder consolidar para la empresa un mecanismo de integración para los negocios de generación y distribución, que permita la articulación y trabajo en relación con temas estratégicos de RSE y gestión ambiental.
La espera en los cambios a realizarse a nivel de procesos, genera incertidumbre frente a como se deben desarrollar las acciones de gestión ambiental y social dentro del sistema de gestión integral. Adicionalmente genera que acciones puntuales
desde la ejecución, no puedan ser ejecutadas (eje 1: gestión social y educación al cliente; eje 2: seguimiento ambiental a áreas de apoyo y área Comercial).
El cruce de actividades muy relevantes como por ejemplo las acciones solicitadas para el desarrollo del aplicativo TORESA y el IGAE, durante los mismos períodos de tiempo.
Se requiere que las directrices donde implica la demanda de tiempo de personal para actividades permanentes u otro tipo de requerimientos solicitados por Núcleo Corporativo, sea canalizado a través de los directivos, con el fin de definir la capacidad operativa de la Organización, teniendo en cuenta que las RIC son únicamente informativas y que las personas que allí participan no tienen la competencia de toma de decisiones.
Consolidar las gestiones asociadas a la mejora de la calidad del servicio, relacionadas con: La articulación con los equipos de
trabajo de Subestaciones y Líneas y de Distribución, para la realización de los mantenimientos programados teniendo como foco la calidad del servicio
Cumplir con la implementación de la resolución 038 de 2014 en los tiempos especificados y en los que llegaré a modificar la CREG.
Alcanzar cerca del 10% de la marcación codificada de las
estructuras en circuitos de distribución.
Cumplir con las metas para SAIDI Y SAIFI establecidas por Núcleo Corporativo.
Implementar las acciones asociadas al sistema de gestión ambiental ISO 14001 en su versión 2015, para 7 subestaciones de 115 kV.
Compensar el 100% de las emisiones de CO2 generadas por el negocio de TYD mediante la iniciativa BANCO2 en Caldas y Risaralda. Formular el Plan Educativo Ambiental y Social para el negocio TYD de CHEC. Implementación y puesta en producción del aplicativo TORESA, como herramienta de administración de requisitos legales aplicables a CHEC.
NOMBRE DE
META DESCRIPCIÓN HITOS
VALORES ESPERADOS
Implementación norma ISO
14001:2015
Implementar las acciones asociadas al sistema de
gestión ambiental ISO 14001 versión 2015, para 9
subestaciones de 115 kV.
Diagnóstico Establecimiento y documentación
Seguimiento y evaluación
Implementación del 100% de las
acciones asociadas a la norma ISO 14001:2015,
incluyendo la pre auditoría de
certificación en 9 subestaciones
CHEC
Compensación huella de carbono
Compensar el 100% de las emisiones de CO2 generadas
por el negocio de TyD mediante la iniciativa BANCO2 en Caldas y
Risaralda.
Formalización de convenios
Caracterización y selección de familias
Pago por servicios ecosistémicos Verificación y seguimiento
Realizar el pago por servicios
ambientales del 100% de las
familias vinculadas al programa
BanCO2
Cumplimiento de requisitos
legales ambientales
Implementación y puesta en producción del aplicativo
TORESA, como herramienta de administración de
requisitos legales ambientales.
Establecer normograma para TyD
Definir mecanismo de actualización normativa
Implementar de acciones para el seguimiento legal
ambiental (IGAE) Alineación de requisitos legales y la norma ISO
14001:2015 Puesta en producción del
aplicativo TORESA
Cumplir el 100% de las actividades definidas para el cumplimiento de requisitos legales.
Trayectoria de la RSE
Desarrollar el 100% de los hitos establecidos para dar
cumplimiento al indicador de Trayectoria de la RSE.
Despliegue de la política de DDHH CHEC.
Materialidad CHEC 2016-2018 actualizada y
validada
Comunicación y socialización de la política de DDHH
de CHEC al 80% de los trabajadores
profesionales de la organización.
Materialidad CHEC 2016-2018 actualizada y
validada
Materialidad asociada a 7
grupos de interés de CHEC,
actualizada y validada a nivel
interno de la organización
Despliegue de planes de relacionamiento CHEC-
Grupo EPM
40% de los planes validados y
socializados a los responsables de la
gestión con grupos de interés
de CHEC.
RIC ambiental y social en CHEC (Generación y
Distribución) implementada.
1 RIC creada y formalizada
Plan Educativo Ambiental y
Social
Formular el Plan Educativo Ambiental y Social para el
negocio de TyD.
Definir la estructura requerida a ser
implementada para las acciones de educación en
asuntos ambientales y sociales de CHEC dirigido
a los grupos de interés
1 plan formulado
Evaluación ambiental y
social de proyectos
Incorporar la evaluación ambiental y social en los
análisis de prefactibilidad y factibilidad de los proyectos
de infraestructura.
Realizar el acompañamiento en
asuntos ambientales y sociales en el desarrollo
de proyectos de infraestructura del Plan
de Expansión.
Participación a los 5 proyectos del
Plan de Expansión de CHEC
Reconocimiento sobrecostos proyectos expansión
Gestionar sectorialmente el reconocimiento de
sobrecostos de los proyectos de expansión del STR y
conexión al STN en ejecución.
Aplicación de metodología EPM Análisis y soporte
Conclusiones y recomendaciones
Socialización ante el sector
Realizar la gestión de los 5 proyectos de expansión de infraestructura
que ejecuta actualmente el
Área de Proyectos
Planeación SDL
Planear la expansión del sistema de distribución de
Energía Eléctrica de los municipios de La Dorada y
Dosquebradas.
Alineación metodológica Consolidación datos de
entrada Diagnóstico, análisis
Formulación de propuestas
Desarrollar los estudios de
planeamiento para los dos municipios (Dorada y
Dosquebradas)
Consolidación de planes
Participar en la definición y consolidación de los planes
de inversión de infraestructura, así como los
planes de operación, mantenimiento y
contingencias.
Definición de estrategia Implementación del plan
de trabajo Seguimiento y
verificación
Alineación de 3 de los 4 de los planes
mencionados
Apoyo a la ejecución de
proyectos
Apoyar la ejecución de los proyectos de expansión de infraestructura eléctrica,
ofreciendo el soporte requerido ante la UPME
Análisis de la solicitud Modelamiento de las
necesidades Consolidación de
información Atención al
requerimiento
Atención del 100% de los
requerimientos
Seguimiento sobre los
reportes de los indicador en
CMI y análisis de resultados para
los negocios
Realizar la administración del CMI de CHEC sobre el
sistema de gestión QuickScore
En forma mensualizada verificar el cargue de
información de los indicadores, con su respectivo análisis
Verificar el cargue y calidad de los
análisis del 100% de los indicadores, de acuerdo con la periodicidad de
los mismos y con base en los
cronogramas mensuales que se dispongan desde la Dirección de
Desempeño Corporativo.
Incorporar la definición de las
políticas, directrices y lineamientos
para la gestión del negocio de transmisión y distribución.
Que las políticas definidas en Grupo EPM sean llevadas a la
sesión de Junta Directiva para su adopción en CHEC.
Presentar en Junta Directiva las políticas liberadas por Núcleo Corporativo para ser
adoptadas en las filiales.
100% de las políticas liberadas
por Núcleo, presentadas en
Junta Directiva de acuerdo con la
agenda típica de sesiones de JD.
Plan de acción POSCONFLCITO
Escenarios de acciones de posconflicto que debe
desarrollar las empresas filiales del grupo en sus
territorios.
Desarrollar plan de acción con actividades para el
2016, de acuerdo con el cronograma para filiales.
Desarrollar un porcentaje de las
acciones planteadas en el cronograma para
el año 2016.
Indicadores SAIDI - SAIFI
CHEC
Corresponde al cumplimiento de los
indicadores que miden la calidad del servicio a los
usuarios del SDL de CHEC. Basados en el plan de
optimización de la calidad del servicio que viene
trabajando CHEC desde el año 2013
- Implementar metodología para análisis
de fallas - Ajustar criterios de
criticidad para priorización de intervenciones - Reuniones de
seguimiento del comportamiento del
sistema con áreas involucradas
(mantenimiento de subestaciones y de
distribución). - Generar propuesta de
ajuste a planes de mantenimiento. -
Instalación de cortacircuitos de tres
disparos. (Definir puntos y cantidad, Adquisición e
instalación). --Instalación de
indicadores de falla. (Ubicación, coordinación protecciones, instalar).
-Instalación de reconectadores de
33Kv(definir puntos, estudios de protección e
instalación)
A diciembre de 2016: SAIDI a
26,13 y SAIFI a 24,62.
Instalar 50% de los cortacircuitos
adquiridos. Instalar el 80% de los indicadores de
falla.
Auditoría calidad de la
información.( Res CREG 025/2013)
Corresponde a la auditoria indicada en la Res CREG
025/2013 a la información del esquema de calidad del servicio en los sistemas de
distribución local
- Diagnóstico preliminar - Aplicación de
ajustes/adecuaciones/mejoras con destino al
cumplimiento - Elaboración de términos
de referencia - Llevar a cabo proceso
contractual - Ejecutar auditoría
Al final de la ejecución del contrato de auditoría, se
espera tener una valoración positiva
y superior a 294 puntos
Adecuaciones tempranas y básicas del
Proyecto de resolución CREG
179/2014
Realizar el análisis del proyecto de resolución CREG
179/2014, en lo concerniente con la calidad
del servicio con el fin de Adquirir/preparar/ajustar/ad
aptar y generar las condiciones para dar
cumplimiento.
- Hacer el análisis de la resolución y sus impactos
- Realizar las adecuaciones necesarias
a los sistemas informáticos
- Determinar la necesidad de la adquisición de
equipos necesaria exigida por la resolución.
- Realizar sensibilización y capacitaciones a todo el
personal involucrado. - Diagnosticar las necesidades de
información. - Coordinar con todas las
áreas involucradas la revisión de los ajustes en los reportes y requisitos
de información.
Al momento que quede en firme
esta resolución se espera haber avanzado de
manera significativa en la implementación de la misma. Este
trabajo lo iniciamos en el
mes de noviembre de 2015
Cumplir con la implementación de la resolución
038 de 2014
La resolución 038 de 2014 llamada Código de Medida
establece los requerimientos que deben cumplir los
sistemas de medida
CHEC tiene construido un cronograma para la
implementación de esta resolución la cual tiene algunos retrasos en lo
que tiene que ver con las pruebas de Rutina por
inconvenientes presentados en todas las
empresas
Cumplir con los tiempos
regulatorios establecidos en la
resolución 038 que es para el mes de mayo. Se han cumplido hitos
importantes como la implementación del CGM (Centro
de gestión de Medida)
Homologación de Telemedida
Lograr la estandarización de las actividades de
Telemedida en las filiales.
Se estará acorde con el cronograma planteado
para el grupo
Estandarización de las actividades de
telemedida
Marcación codificada de las estructuras en
circuitos de distribución.
Para este año se tiene programado realizar cerca
del 10% para tener un acumulado del orden del
20%
Adquisición del material e instalación en los
circuitos urbanos que se definen acorde con criterios criticidad.
Alcanzar al 2016 el 20% de la
marcación de circuitos.
Valoración de la calidad de la
información en el sistema de información
gráfico y alfanumérico
Se realizará mediante un levantamiento de
información de infraestructura de circuitos
obtenido con base en metodología de muestreo.
Los muestreos que se realizaran son:
• Calidad de información de infraestructura: 4
zonas. • Amarre de usuarios nuevos y amarre de
usuarios existentes: Para todo el sistema.
Se espera que en amarre de
usuarios se tenga un error máximo
del 5%. En infraestructura del
10%.
Pérdidas Técnicas
Se realizaran las gestiones pertinentes para obtener las
pérdidas técnicas de la Empresa
Se estará acorde con el cronograma planteado
para el grupo Estamos analizando la
posibilidad de trabajar de la mano con la UTP,
mediante el convenio marco que estamos
renovando con la universidad
Obtención de las pérdidas de
Transformadores, acometidas y
contadores con la metodología del
Universidad Tecnológica de
Pereira. Unificación dela metodología de cálculo para las
filiales.
Homologación del proceso
Operar SDL-STR-STN
Cumplir con el 100% de los hitos asociados a la
Homologación del proceso Operar SDL-STR-STN
Con la versión final de la documentación de
homologación revisada en 2015 con todas las filiales del Grupo, se socializara a todo el equipo de trabajo la
documentación derivada de la Homologación Utilizar los formatos
definidos en la homologación
Iniciar a trabajar acorde a los lineamientos
establecidos en la homologación del
proceso.
Proyecto Productividad en
Campo
Hitos Proyectos EPMSF Proyecto Productividad en
Campo
Implementar el modelo de productividad a los
procesos de pérdidas de energía y Atención técnica de clientes
100% de la implementación
en estos procesos
Disponibilidad de Activos de
Transmisión STR CHEC
Corresponde al indicador del cuadro de mando integral
que mide la disponibilidad de activos del STR
-Realizar seguimiento mensual al indicador -Presentar en la RIC
estratégica del negocio de T&D en CHEC el estado
de los indicadores mensualmente y seguimiento a los
indicadores del comportamiento de los
activos del STR -Ingresar los planes
semestrales de mantenimiento en el SNC
(Sistema Nacional de Consignaciones) o
consignaciones fuera del plan, teniendo en cuenta
el estado de este indicador
-Supervisar y controlar las variables presentes en el
sistema eléctrico y el estado de los equipos de
operación y maniobra
Se espera mensualmente no
sobrepasar las metas
establecidas en conjunto con la Subgerencia de Subestaciones y
Líneas: • 2016: 99.70% • 2017: 99.72% • 2018: 99.74% • 2019: 99.76%
Actualización SGO
Poner en funcionamiento las actualizaciones del aplicativo SGO (Sistema Gestión de la
Operación)
Obtener versión final del aplicativo
Capacitar al personal del contact center
Capacitar a operadores de centro de control, todos los equipos de mantenimiento en
Distribución y en STR y en general todo el personal
que hace uso de la herramienta
Poner en servicio la herramienta
Se espera tener la actualización de la
herramienta en primer trimestre
2016
Expansión de la red de
telecomunicaciones del grupo
EPM
Corresponde a la implementación de una
nueva plataforma tecnológica, la cual integrará
los servicios actuales y futuros en una red con alta disponibilidad, capacidad y ciberseguridad para cada
filial y la unificación nacional a través de un backbone
nacional entre las empresas de energía del grupo EPM.
Diseño detallado de la red de
telecomunicaciones Realización de
interventoría a los contratos de fibra óptica
y de equipos MPLS Generación, ejecución y seguimiento al plan de migración de servicios
Al final de la ejecución del
proyecto para el 2016 esperamos
obtener la comunicación a
través de la nueva red MPLS: 15
subestaciones, 2 plantas de
generación y 8 localidades.
Adicionalmente, el cierre de anillo a nivel nacional entre todas la
filiales
Puesta en servicio
esquema ICCP con CND, canal
principal
Corresponde a la implementación del
esquema de intercambio de información operativa sobre el estándar ICCP adoptado
últimamente por CND y sobre el canal principal
objetivo GREG080
Migración ELCOM a ICCP - Ajustes a de red/firewall
- Pruebas - Puesta en servicio
Al final de la ejecución de las tareas se tendrá
en funcionamiento el
intercambio operativo sobre el
estándar ICCP. Febrero 2016
Puesta en servicio
esquema ICCP con CND, canal
de respaldo
Corresponde a la implementación del
esquema de intercambio de información operativa sobre el estándar ICCP adoptado
últimamente por CND y sobre el canal de respaldo
objetivo GREG080
Desarrollo contractual de suministro de equipos y
aplicaciones ICCP - migración ELCOM a
ICCP - Ajustes a de red/firewall
- Pruebas - Puesta en servicio
Al final de la ejecución de las tareas se tendrá
en funcionamiento el
intercambio operativo sobre el
estándar ICCP. Julio 2016
Adquisición e instalación de
equipo servidor HMI CHEC2
Actividad relacionada con la compra e instalación del
equipo HOST CHEC2, asociado al sistema de
tiempo real en Centro de Control
Desarrollo contractual de suministro de equipo y aplicación MicroSCADA
- Migración MicroSCADA 8.4.2 A 9.2
- Ajustes a de red/firewall - Pruebas
- Puesta en servicio
Se espera que a marzo/abril de
2016 haber realizado la
instalación del 100% de los
equipo adquirido.
Documentar metodologías
Generar documentos de referencia que permitan
unificar criterios y elaborar informes bajo la misma
estructura
1. Documento de metodología para el
desarrollo de análisis de eventos
2. Documento de metodología para el
estudio de coordinación de protecciones
3. Documento de requerimientos mínimos
para aprobación de proyectos de conexión
3 documentos de referencia
Entrenamiento para operadores
Primer ciclo de entrenamiento para
operadores – Módulo Protección, normatividad y
seguridad operacional
Entrenamiento a los 16 operadores del centro de
control sobre: Módulo Protección, normatividad y seguridad operacional
100% del personal entrenado
Estudios de coordinación programada
para reconectadores
nivel 33 kV
Realizar el estudio de coordinación de
protecciones para los reconectadores NOJA que se van a instalar en nivel 33 kV
Ajuste de protecciones para parametrizar los relés de protección
30 estudios para Parametrización
de relés
Estudio y coordinación programada
para indicadores de falla
Realizar el estudio de coordinación de
protecciones para los indicadores de falla que se
van a instalar en las redes 33 y 13.2 kV
Ajuste de protecciones para parametrizar los indicadores de falla
16 indicadores de falla
El equipo de trabajo de planificación y gestión aporta a la gestión estratégica y competitiva de la organización, participando en la formulación, la implementación y el despliegue del direccionamiento estratégico corporativo, asesorando la formulación, implementación y evaluación del plan de empresarial, mediante el monitoreo de los objetivos y metas estratégicas, tácticas y operativas orientadas a la generación de valor económico,
ambiental y social para los diferentes grupos de interés, fomentando de esta forma el desarrollo de territorios sostenibles y competitivos. Bajo el propósito de la sostenibilidad, el aporte a la gestión empresarial se enmarca en la planeación y gestión de iniciativas ambientales y sociales del negocio de transmisión y distribución de energía y áreas administrativas en la organización, realizando acompañamiento y seguimiento a modelos, metodologías y directrices de acuerdo con las orientaciones de núcleo corporativo, en alineación con la normatividad colombiana vigente y estándares
nacionales e internacionales. En materia de infraestructura, el aporte a la gestión empresarial se garantiza a través de la formulación de proyectos de inversión en infraestructura eléctrica de transmisión y distribución, orientados a garantizar la prestación segura, continua y confiable del servicio de energía a los clientes, generando valor económico, social y ambiental en los territorios comprendidos en el mercado de comercialización.
El sistema de Transmisión Regional está compuesto por redes regionales de transmisión, con líneas y subestaciones en el nivel de tensión 4, que en el caso de CHEC es de 115 kV.
El sistema de transmisión regional de CHEC tiene un cubrimiento de los departamentos de Caldas, Quindío y Risaralda, denominada Área CQR. Está compuesto por 17 subestaciones de 115 kV con una transformación de 720 MVA y 471 km de líneas.
Se tiene impactada una población de 1 470 304 habitantes (dato tomado de proyecciones DANE para 2015) en los
departamentos de Caldas y Risaralda (exceptuando Pereira). Área de cobertura de CHEC: 10 412,8 km2
Departamento Área
Caldas 7 442,4 km2
Risaralda 2 970,4 km2
El Sistema de Distribución Local está compuesto por subestaciones y redes que operan con tensiones en los niveles 1, 2 y 3, conformado así: Número de subestaciones con transformación 33/13,2 kV: 61
Número de Transformadores de distribución: 18 785 Capacidad instalada de Transformación (MVA): 770 Kilómetros de red: 22.046 distribuidos en los niveles 1, 2 y 3 de la siguiente forma:
Nivel Tensión (kV) Cantidad (km)
1 0,24 12 508
2 13,2 8 698
3 33 840
Para CHEC el tema de cobertura y principalmente la electrificación rural es un asunto de alta prioridad. A través de todos los años de existencia de la empresa se han hecho proyectos / obras encaminadas a dotar del servicio de energía a la población rural y especialmente a la población de menores ingresos / recursos. Para esto han realizado alianzas Público – Privadas y desarrollado contratos y convenios, entre los cuales se destacan los Macro Proyectos CHEC Ilumina el Campo (Fase I), desarrollado entre los Años 2004 al 2006, y CHEC Ilumina el Campo Fase II, desarrollado desde el año 2011 y vigente hasta principios del año 2015. Con estos programas / proyectos / convenios / contratos se ha buscado tener los más altos índices de cobertura para lograr la “Universalización del servicio de energía”. Los programas o proyectos de electrificación rural emprendidos por CHEC tienen en su alcance la construcción de las redes de distribución de energía eléctrica de nivel de tensión I y II requeridos para dotar del servicio de energía eléctrica a las viviendas. En los programas o proyectos no se incluye el sistema de medida e instalaciones internas de las viviendas ya que reglamentariamente no se pueden
invertir recursos CHEC en las instalaciones de propiedad de los clientes. Por lo anterior, en los macro-proyectos como CHEC Ilumina el Campo se han buscado alianzas para gestionar y ejecutar los recursos necesarios para dotar e instalar el sistema de medida e instalaciones internas a las viviendas incluidas en los proyectos, costos que son asumidos por los Co-Financiadores y/o los clientes beneficiados. Los programas / proyectos / obras de electrificación rural están dirigidos a dotar del servicio de energía a la población rural, principalmente a la población de menores ingresos / recursos, correspondientes a los estratos 1, 2 y 3. Actualmente en CHEC los Procesos encargados de atender la Población Sin Servicio de Energía son Clientes a través del Programa Habilitación de Vivienda (HV) y Expansión y Reposición de Redes – SDL a través del Proyecto CHEC Ilumina el Campo II y los Proyectos de Expansión y Reposición de Redes. Ambos pertenecientes a la Subgerencia de Distribución. De acuerdo a todas las acciones orientadas a aportar al propósito de la sostenibilidad apalancados por un ámbito social, logrando desarrollos en la cobertura universal del servicio se han alcanzado índices importantes en cobertura rural y urbana los cuales se presentan a continuación:
El Sistema de Transmisión Regional está compuesto por las redes eléctricas regionales o interregionales de nivel de tensión 4 conformado por el conjunto de líneas y subestaciones de transformación 115/33kV. La red eléctrica de la CHEC en nivel de tensión 4 posee 24 líneas con una longitud total de 471 km, las cuales cubren los departamentos de Caldas, Quindío y Risaralda y se enlazan con los sistemas de la Compañía Energética del Tolima, Empresa de Energía de Cundinamarca, Empresa de Energía del Pacifico, Empresa de Energía de Quindío, la Empresa de Energía de Pereira y el Sistema de Transmisión Nacional a través de 4 autotransformadores ubicados en las subestaciones Esmeralda (2x90MVA), La Enea (150MVA) y Hermosa (150MVA). Adicionalmente CHEC posee 16 subestaciones de transformación en el nivel de tensión de 115kV con una capacidad de transformación de 720 MVA.
En el nivel de tensión 3, conformado por el conjunto de líneas de 33 kV y subestaciones de transformación 33/13,2kV, CHEC posee 61 subestaciones operadas en su totalidad desde el Centro de Control ubicado en la ciudad de Manizales, con una capacidad instalada de transformación 33/13,2kV de 478 MVA. En el nivel de tensión 3 CHEC posee 66 líneas con una longitud total de 840 Km, permitiendo en su mayor proporción realizar reconfiguraciones y modificaciones en la topología del sistema de subtransmisión, lo que permite mejorar los factores de confiabilidad, calidad y continuidad del servicio de energía eléctrica para los departamentos de Caldas y Risaralda. En el nivel de tensión 2, el sistema eléctrico se encuentra compuesto por el conjunto de 208 líneas de 13,2kV, con una longitud de 8698 Km, con una capacidad instalada de distribución de 762 MVA. Cuenta con 18785 transformadores de distribución clasificados en 6962 transformadores urbanos y 11620 transformadores rurales. Adicionalmente las redes de 13,2kV cuentan con 154 equipos reconectadores de línea
instalados entre interconexiones, y cúmulos de fallas. Todas las subestaciones se encuentran automatizadas, tele controladas y supervisadas desde el centro de control, el cual emite las instrucciones de operación del sistema en los niveles de tensión 1, 2,3, y 4 con el fin de garantizar la seguridad y calidad del suministro eléctrico. Adicionalmente, se emiten consignas de operación de los elementos de la red de transporte y distribución para que las variables de control permanezcan dentro de los márgenes establecidos en los procedimientos de operación; el centro controla de forma permanente el estado de la red y sus parámetros eléctricos mediante una red de telecomunicaciones, actuando sobre las variables de control para mantener la seguridad y calidad del suministro o para
restablecer el servicio en caso de que se haya producido un incidente. El centro de control se encuentra soportado por el sistema SCADA cuya misión es gestionar la información que se recibe en tiempo real desde las subestaciones para presentarla a los operadores y a los ingenieros de operación en una forma gráfica fácilmente comprensible y efectuar los estudios que permitan garantizar la seguridad del sistema eléctrico.
En el siguiente gráfico se presenta la evolución de la demanda de energía eléctrica en Colombia (Sistema Interconectado Nacional –SIN) en 2015.
La demanda de energía eléctrica en Colombia en 2015 alcanzó los 66,173GWh, con un crecimiento del 4,09% con relación al año 2014. Este 4,09% es
atribuible en su mayor proporción a que el fenómeno del niño ha propiciado que los escenarios climáticos se desplacen hacia los puntos máximos de las
temperaturas en todas las regiones del país, impulsando los consumos de refrigeración, acondicionamiento de espacios, bombeos agrícolas y bombeos de acueductos.
En el siguiente Gráfico se presenta la demanda acumulada de los últimos 10 años, desde 2005 hasta 2015 del SIN, así mismo, se presenta la tasa de crecimiento anual.
La demanda de energía eléctrica en el país con corte al mes de agosto de 2015, disminuyó a una tasa de 13% anual engrandes consumidores. El impulso a la demanda de energía eléctrica lo están explicando los hogares de estratos bajos, teniendo éstos una mayor elasticidad precio – demanda que explica su mayor volatilidad en el consumo de energía eléctrica.
La economía colombiana enfrentó en 2015 su desaceleración más significativa desde 2009 (último año en que la economía colombiana creció por debajo del 2%).
Por tanto, dentro del contexto latinoamericano, sobresale positivamente el caso colombiano: la economía creció a 2,9% durante el primer semestre de 2015, que si bien es 1,7% inferior al crecimiento de 2014, es una cifra alejada de un escenario de recesión, sin destrucción significativa de empleos, y con un consumo de hogares creciendo por encima del 3%, mostrando la fortaleza de la demanda interna y que el nivel de gasto es aún sólido en las familias colombianas. No obstante, las previsiones de crecimiento económico para Colombia siguen con previsión a la baja. Las razones radican en la desconfianza que generan:
a) la vulnerabilidad de la economía colombiana frente a la caída en los precios del petróleo;
b) el fortalecimiento del dólar; c) el deterioro del entorno externo,
en particular por la crisis económica que afrontan Venezuela, Ecuador y Brasil.
Pese a esto la gran fortaleza de la economía colombiana sigue siendo su demanda doméstica. En el caso de la demanda de energía eléctrica, esta se ha venido fortaleciendo así mismo, los consumos a nivel residencial, industrial y comercial. La demanda de energía eléctrica en Colombia independientemente del estrato a nivel de hogares, o del sector, se ha fortalecido como una demanda inelástica, es decir, insensible a variaciones en el precio, lo que hace estable su nivel de consumo tendencial a largo plazo.
El operador de red CHEC SA ESP alimenta la demanda del departamento de Caldas y de los municipios de Risaralda exceptuando la ciudad de Pereira. En Caldas alimenta 27 municipios y 15 corregimientos y en Risaralda atiende 13 municipios y 4 corregimientos. La participación de CHEC en el área operativa CQR en el año 2015 fue de 53,5%. La participación de CHEC S.A E.S.P. en el 2015 en el Sistema Interconectado Nacional fue de 2,26% aproximadamente. A continuación se muestra en la ¡Error! No se encuentra el
origen de la referencia. la demanda de electricidad acumulada de los años 2005 hasta el 2015 con su respectiva tasa de crecimiento anual.
La demanda de electricidad de CHEC de enero de 2015 a diciembre de 2015 fue de 1 495,08GWh, el cual presentó crecimiento con respecto al año anterior,
en el cual la demanda de energía fue de 1 422,26GWh. La demanda en promedio diario para el año 2015 fue de 4095 842MWh/Día con un crecimiento de 5,1% respecto a 2014.
La máxima demanda promedio se presentó en el mes de septiembre con un valor de 4278 333MWh/Día, seguido de agosto y octubre con valores de 4180 355 y 4259 839Mwh/Día respectivamente.
El detalle de la evolución de la demanda del año 2015 y la tasa de crecimiento para el operador de red CHEC se presenta en la ¡Error! No se encuentra el origen de la
referencia.--.
La demanda máxima de energía en el año 2015para el operador de red CHEC SA ESP se registró el 29 de Septiembre con 4 722,53MWh/día, equivalente a un crecimiento de 9,96% respecto al año 2014. La demanda máxima de potencia en el año 2015 para el operador de red CHEC se
registró el 30 de septiembre en el periodo 20 con 263MW, lo cual representa un incremento de 14 MW con respecto al año 2014, equivalente a un crecimiento de 5,62%. En la ¡Error! No se
encuentra el origen de la referencia.se muestra la evolución de la demanda máxima de potencia para el año 2015 del operador de red CHEC:
Mes
Demanda Máxima Potencia
(MW)
Crecimiento (%)
Día Max Potencia
Periodo
Enero 237 0,89 Martes 13 P20
Febrero 244 3,32 Lunes 23 P20
Marzo 245 3,59 Martes 10 P20
Abril 248 3,39 Martes 28 P20
Mayo 248 4,49 Martes 19 P20
Junio 249 4,83 Jueves 4 P20
Julio 246 2,91 Jueves 23 P20
Agosto 249 4,74 Martes 18 P20
Septiembre 263 10,97 Miércoles 30 P20
Octubre 255 6,69 Miércoles 7 P20
Noviembre 252 1,20 Miércoles 18 P19
Diciembre 258 3,61 Miércoles 09 P20
El valor de demanda no atendida para el Operador de red CHEC SA ESP durante el año 2015 fue de 2 607 172kWh.
A continuación se realizará un resumen de las contingencias y daños de mayor relevancia que se presentaron durante el año 2015 y en los cuales se tuvo desatención de demanda, o indisponibilidad de activos del STR:
, Se presenta evento sobre la línea
Victoria-Samaná 33kV, por línea de guarda reventada, se efectuaron interconexiones por el nivel de 13,2kV para alimentar los circuitos de la subestación Samaná, mientras se llevaba a cabo la reparación. Esta falla produjo una indisponibilidad de la línea Victoria - Samaná 33kV de 2,2 horas.
Subestación El Llano 18 de enero de 2015, Debido a múltiples reportes sobre el circuito El Portento de subestación El Llano, se envía grupo a verificar en la subestación encontrando fusibles del lado de alta del transformador disparados sin actuación del reconectador por el lado de baja tensión. Se llevó a cabo el cambio de fusibles, y se
generó una indisponibilidad de 11,6 horas de este transformador.
, Se presenta evento sobre la línea
Viterbo Balboa 33kV, por guaduas sobre la red entre los apoyos 46 y 48. Se descargaron los circuitos 13,2kV de la subestación y se dejaron interconectados mientras se efectuó la reparación de la falla. A causa de esta falla la línea Viterbo – balboa 33kV estuvo indisponible durante 11.73 horas.
, Se presenta apagón
general en las subestaciones mencionadas y del autotransformador en subestación La Enea, a causa de falla en seccionador de línea del campo de alta del transformador 115/33kV de esta misma subestación. Dicho transformador se deja indisponible hasta el día siguiente, cuando la bahía de alta es normalizada por el campo de transferencia, mientras se realizaban las gestiones pertinentes para la reposición del seccionador fallado. El día 20 de febrero se llevó a cabo el cambio y reposición del seccionador fallado.
Se presenta desconexión de las bahías de alta y baja del transformador 33/13,2kV en subestación Irra; en revisión realizada por personal de Subestaciones declaran fallado dicho transformador. Los circuitos 13,2kV de subestación Irra se dejan interconectados con las subestaciones Quinchía y Altamar. El 10 de abril se energiza nuevamente dicho transformador después de las
actividades de reparación correspondientes.
, 07 de Marzo se presenta
desconexión de la línea Ínsula Manizales 115kV durante 14,88 horas mientras se llevaba a cabo el retiro de guaduas sobre la línea. El evento se presentó a altas horas de la noche, por lo que la reparación solo se efectuó hasta el día siguiente. 26 de Marzo se presenta una nueva desconexión de esta línea a causa de línea de fase reventada, con un tiempo de indisponibilidad de 17,38 horas.
Se requirió sacar de servicio el
transformador 33/13,2kV de la subestación La Felisa por problemas de gases internos. Para lo anterior se alimentó dicha subestación a través del circuito El Tambor de la subestación, La Merced utilizando la línea 33kV La Merced – la Felisa energizada a 13,2kV. El transformador se repone el día 16 de julio.
Subestaciones Esmeralda y La Rosa 21 de Marzo de 2015, se presenta evento sobre la línea Esmeralda - La Rosa 1 115kV por cable de guarda reventado sobre las fases, generando a la línea una indisponibilidad de 7,68 horas.
Se presenta breaker failure en la barra de 33kV de la subestación Dorada causado por el interruptor DOR30L23 Perico – Victoria, el cual no operó ante un disparo de sobre corriente direccional 67. Se encontró que en el mando del interruptor en mención las bobinas de
disparo estaban quemadas por lo que este quedó indisponible mientras la corrección de la falla; y la carga de Perico fue alimentada por la subestación Victoria. El interruptor tuvo una indisponibilidad de 15,19 horas.
, Se presenta una indisponibilidad
de la línea Salamina – Aranzazu 33kV de 16,8 horas por arcos primarios reventados y árbol sobre la red, por lo que mientras se llevaba a cabo la reparación la alimentación de las subestaciones Aranzazu y Filadelfia se debió trasladar hacia la línea Peralonso – Neira 33kV. Cuando aún no se subsanaba la falla sobre la línea Salamina – Aranzazu 33kV, se presentó apertura de la línea Peralonso – Neira 33kV presentándose una nueva desatención de demanda en las subestaciones Aranzazu y Filadelfia, y adicional en la subestación Neira por casi 1 hora, mientras se realizaban las maniobras de normalización de dicha línea de forma local, por falla en la comunicación.
Se
presenta desconexión de uno de los transformadores 115/33kV de la subestación La Rosa, a causa de bornera sulfatada; generándose una indisponibilidad de 2 horas mientras se realizaban las actividades de reparación.
, Se presenta falla sobre la línea
Ínsula Manizales 33kV por aislador de pin fallado, debiéndose interconectar los circuitos 13,2kv de la subestación la Manuela. La línea estuvo indisponible durante 18,42 horas, por la falta de luz día para realizar revisión a la línea, por lo que
la revisión y reparación se realiza al día siguiente.
Se encontraba desconexión de la
línea Viterbo Belalcázar 33kV, y al ejecutarle un intento de cierre, saca fuera de servicio el transformador 115/33kV de la subestación Viterbo. Por lo anterior se deja línea para revisión, y la carga de la subestación Belalcázar se traslada hacia la subestación Marsella. La falla sobre la línea era línea de fase reventada, causando una indisponibilidad de 15 horas.
, Se saca fuera de servicio
transformador 115/33kV, a causa de un incremento considerable de gases, fuera de los rangos recomendables de operación, poniendo en riesgo la vida útil del equipo y por ende la prestación del servicio. El transformador es entregado para reparación a la empresa Explorer y la carga que normalmente alimenta dicho transformador fue transferida por el nivel 33kV del sistema en la zona Noroccidente, presentándose en muchas ocasiones inconvenientes por bajas tensiones, y poca confiabilidad del sistema ante una falla en la zona por el nivel de 33kV. El transformador es entregado nuevamente para operación el día 25 de noviembre, después de las reparaciones pertinentes.
Se presenta
desconexión de la línea Esmeralda – la Rosa 1 a causa de línea reventada en las torres 88 y 89, causando una indisponibilidad de 7,27 horas a la línea.
Se abre línea Dorada – Victoria 115
kV y se despeja la barra 115kV en la subestación Dorada, desconectándose todos los interruptores por 115kV. Se realiza inspección en la subestación sin encontrarse anomalía. Posteriormente el día 05 de julio se presentaron otros dos eventos similares al mencionado anteriormente, donde nuevamente y en dos ocasiones (al amanecer y en la noche del 05 de Julio) se presentó apertura de todas las bahías 115kV asociadas a la subestación Dorada, y se despejó la barra 115kV (es decir, se abrieron todas las bahías asociadas la barra 115kV); se realizó nuevamente verificación en sitio sin encontrarse anomalía alguna, por lo que se procedió a la normalización efectiva de la subestación Dorada. Después de realizados los análisis pertinentes por parte del equipo de trabajo de Ingeniería de la Operación, se concluyó que estos eventos fueron producto de la actuación de la protección diferencial de barras en el nivel 115kV.
Ocurre desconexión
de la línea Esmeralda – La Rosa 2, evento presentado altas horas de la noche, por lo que la revisión se realizó al día siguiente, encontrándose cable de guarda reventado entre las torres 95 y 96, generándose un indisponibilidad de 19,25 horas a la línea mientras se llevaban a cabo los trabajos de aislamiento del cable de guarda reventado.
, Grupo de
reparaciones detectan bajante primaria reventada entre la barra 33kV y el seccionador de barras de la bahía del circuito Industrial 33k; para llevar a cabo la reparación fue necesario des energizar por casi una hora la barra 33kV en la subestación Chinchiná, interconectando los circuitos 13,2kV de dicha subestación durante el tiempo de des energización de la barra 33kV.
Para estos tres días
se presenta el mismo evento: apertura de la bahía de baja del transformador 115/33kV en la subestación Irra, simultáneo con la desconexión de la línea Anserma – Quinchía 33kV; sin detectarse anomalía alguna. Con estos eventos se apagaron las subestaciones Irra, Anserma y Riosucio. En su momento se desconocía la causa de estos eventos.
Subestación Manzanares 18 de Septiembre de 2015, Se presenta evento sobre la línea Manzanares - Pensilvania 33kV sobre el eje del circuito. Se realizan interconexiones para la subestación Bolivia, la subestación Pensilvania queda apagada ese día, para continuar con la revisión al día siguiente, encontrando línea de guarda reventada, por pino que cae sobre la red primaria. Tiempo de indisponibilidad de la línea Manzanares - Pensilvania 33kV y de desatención de la subestación Pensilvania, 14.8 horas.
Subestación Marsella 19 de Septiembre de 2015, Se presenta desconexión de la línea Ínsula Marsella a causa de línea de guarda de un circuito 13,2kV que cayó sobre la línea. Se intentó alimentar la subestación Marsella a través de la subestación Belalcázar, pero por falla en la comunicación esta transferencia no se
pudo realizar desde centro de control, y no se tenía personal cerca para realizar la maniobra de forma local. La subestación Marsella queda fuera de servicio durante 3 horas, tiempo que duró la reparación.
, A causa de rama
haciendo contacto con una fase de la red, se presentó desconexión de la línea Esmeralda – Ínsula 115kV, generándole una indisponibilidad de 14,15 horas.
, Se presenta falla
sobre la línea Rosa - Campestre 33kV, ya que a la llegada de la línea a la subestación Campestre, se quemaron 2 cuchillas afectando la crucetería y demás herrajes. Se interconectan los circuitos 13,2kV de la subestación Campestre; y la línea queda indisponible durante 19 horas mientras se culminaba la reparación.
, Por línea de fase reventada
sobre la línea Esmeralda - La Rosa 2 115kV, se presenta desconexión de la misma en ambos extremos, causando una indisponibilidad de 5,73 horas a la línea, mientras se realizaba la reparación.
, Se presenta falla sobre el
transformador 33/13,2kV de la subestación Las Coles, por lo que los circuitos 13,2kv de esta subestación quedan fuera de servicio durante 13 horas, mientras se coordinaban las posibles interconexiones. La reposición del transformador se realiza el día 24 de octubre, generándose una
indisponibilidad de 42 horas a dicho transformador.
Se presenta de nuevo el evento donde se dispara transformador 115/33kV en subestación Irra, por reacción a un disparo de la línea Anserma Quinchía 33kV. Causa desconocida, no se encuentra anomalía; la línea se ensaya y energiza normal, lo mismo que el trasformador en Irra.
, Ocurre una nueva desconexión
de la línea Esmeralda La Rosa 2 115kV, a causa de tramo de cable de guarda reventado sobre las fases. Mientras se aislaba la falla se generó una indisponibilidad de 7,25 horas a la línea.
el día 02 de
Noviembre se presenta apertura simultánea de las bahías de 115kV asociadas a la subestación, des energizándose completamente la barra 115kV, a causa de una afectación en la cadena de aisladores de las fases A y B del seccionador de barra en la bahía 115kV de Guaduero. Para el desmonte y reposición del seccionador fallado se debieron realizar dos nuevos apagones de la barra 115kV los días 05 y 07 de noviembre, durante una hora cada día.
, Ocurre una desconexión de la
línea Rosa Armenia 115 kV, con el agravante que para ese día se encontraba en ejecución una Consignación sobre la línea Hermosa – Regivit 115kV (reubicación de templetes y mejoramiento de puestas a tierra), lo que
traduce en que la carga de todo el Departamento del Quindío solo quedó alimentada por la línea Regivit – Cajamarca 115kV a través del sistema de Enertolima), razón por la cual se debió deslastrar carga en subestaciones Armenia y Regivit, subir tensiones por Mirolindo (Enertolima) mientras se entregaba disponible la línea Hermosa Regivit 115kV. Este evento tuvo una duración de 45 minutos mientras se normalizaba la topología de forma completa en las subestaciones afectadas. En revisión posterior realizada la línea Rosa – Armenia 115kV se evidenció acercamiento de vegetación con la línea, para lo cual el día 06 de Diciembre personal de Líneas efectuó podas sobre el corredor de la línea con Consignación Nacional.
, Se presentó un nuevo evento de
desconexión del transformador 115/33kV de subestación Irra, a causa de un disparo de la línea Anserma - Quinchía 33kV, donde adicionalmente se despeja barra 33kV de la subestación Anserma. Ante la recurrencia de estos eventos el equipo de trabajo de Ingeniería de la Operación realiza los análisis respectivos, con los cuales se detectan inconsistencias en la coordinación de las protecciones en el lazo 33 kV, por lo que se toma la decisión de operar la línea Quinchía - Anserma 33 kV, abierta en la subestación Quinchía, mientras se efectúan los ajustes necesarios en la coordinación de las protecciones.
, Se presentó desconexión de la
línea Manizales – Peralonso 115kV, a causa de árbol que cae sobre la red. El
evento ocurre a altas horas de la noche, por lo que la verificación de la falla solo pudo realizarse al día siguiente. Se generó con este evento una indisponibilidad de 9,42 horas a esta línea.
, El día 04 de
Diciembre, durante la ejecución de la Consignación Nacional C0127 643 sobre el transformador 115/33kV a cargo del equipo de trabajo de Control Medida y protección para labores concernientes a la modernización de los sistemas de Control y Protecciones, se presentó la desconexión de todos los activos asociados a la barra 115kV de la subestación Dorada; la desconexión se presentó durante la energización de activos en la finalización de la consignación antes mencionada. Como la consignación no contemplaba riesgo de disparo sobre los activos afectados, XM generó indisponibilidad a todos estos activos con causa ‘Evento no programado en otro Sistema’. Posteriormente el 05 de diciembre de 2015, se produjo una nueva desconexión de las líneas de transmisión a 115kV, Dorada - Purnio, Dorada -Victoria y Dorada - Guaduero, en el extremo de la subestación Dorada. Adicionalmente, se produjo la desconexión de la bahía de 115kV del transformador 115/33/13,2kV de dicha subestación y la bahía de generación de la unidad de Termodorada. Según análisis realizado por parte del equipo de trabajo de Ingeniería de la Operación, se generó activación indebida de la protección diferencial de barra por una inversión de fases de corrientes del campo transformador. Esto provocó el disparo del todos los interruptores de
línea y transformación asociados a la barra 115kV de subestación La Dorada.
Subestación Ínsula 07 de Diciembre de 2015, Apagón barra 33kV de la subestación Ínsula. Se presenta disparo del interruptor del campo de baja del transformador 115/33kV, por falla monofásica presentada en la línea Ínsula - Altamar nivel 33kV, y donde según análisis del equipo de trabajo de Ingeniería de la Operación se presentó operación errónea del interruptor del campo Ínsula – Altamar 33kV ya que este no abrió ante la falla.
Se presenta vendaval en la zona
Noroccidente, durante la cual ocurre desconexión del transformador 115/33kV de la subestación Riosucio, el cual llevaba 23 días de operación, después de la reparación efectuada. En revisión realizada por personal de subestaciones, nuevamente detectan falla sobre el transformador por lo que indican no energizarlo, y nuevamente recurrir a las transferencias de carga por el nivel de 33kV de la zona. El transformador debe ser entregado nuevamente a la empresa contratista para hacer efectiva la garantía de la reparación. Mientras tanto continúan los inconvenientes por bajas tensiones en la zona Noroccidente CHEC.
Se presenta evento sobre la línea
Dorada – Dorada Norte 33kV, ocasionando desconexión de la línea desde Dorada, la cual no se evidenció desde Scada, por lo que se debió desplazar personal disponible para la normalización del circuito de forma local. Se generó una indisponibilidad de 2,8
horas a la línea, desatendiendo además durante este tiempo, la demanda de los usuarios conectados a la subestación Dorada Norte.
Aunque el aumento del mantenimiento predictivo y preventivo sobre las redes de energía eléctrica conlleva al aumento de la disponibilidad de los activos a través de los cuales se brinda el servicio a los usuarios, no se puede garantizar que no existan daños que impliquen las suspensiones no programadas del mismo. Para la empresa es importantísimo que ante cualquier contingencia que se presente, se realice el restablecimiento de las condiciones operativas de los activos con la mayor seguridad y rapidez posible, destinando los recursos necesarios que permitan al usuario percibir cada vez más un
aumento en la calidad del servicio que se brinda por parte del distribuidor. Para la atención de daños y emergencias se dispone de personal en el centro local de distribución, recibiendo todas las solicitudes que ingresan a través del call center y direccionándolas para que los grupos de trabajo las atiendan. Se evalúan las diferentes prioridades que tienen las solicitudes y se realiza el despacho de los recursos requeridos para normalizar el servicio de energía. A través de la información disponible en las bases de datos y teniendo en cuenta la experiencia de los profesionales de mantenimiento de redes, se han logrado establecer el tipo de grupos y los sitios en los que deben ubicarse dentro del área de cobertura de la CHEC, para que se pueda realizar un despacho óptimo y oportuno ante cualquier contingencia. Promedio de tiempos de respuesta a daños durante el 2015:
RANGO
TIEMPO
ODO
atendidas
ATENCION FALLA -
horas/promedio
menor 3 min 114 0,02
3 a 30 min 2466 0,33
30 a 1 hora 4456 0,74
1 a 5 horas 12501 2,34
5 a 10 horas 2064 6,86
10 a 24 horas 4765 17,04
24 horas + 1479 39,31
27845 6,71
El costo de la demanda no atendida de 2 607 172kWh con un costo incremental operativo de racionamiento de energía de 1 123,73 total para CHEC fue: COP 2 929 757 391,56
El objetivo de este indicador es determinar si el pronóstico de la demanda de energía realizada mensual se ajusta se ajusta a la demanda real del
sistema CHEC, con el fin de realizar el despacho económico de Sistema
Interconectado Nacional.
De acuerdo a la anterior gráfica, donde se expone el comportamiento que tuvo el indicador durante el año 2015 hasta el mes de noviembre, se observa que este se situó por encima del 60% en casi todos los meses del año, exceptuando el mes de Abril; cabe aclarar que en el mes de abril se afectó el pronóstico principalmente por el paro camionero presentado este mes lo cual impidió el abastecimiento de materia prima de las industrias y las obligó a parar su producción; adicionalmente afectó el pronóstico la semana santa, dado que es una semana en la cual el consumo varía considerablemente y no mantuvo una tendencia similar a la de año anteriores. Que el indicador se sitúe por encima del 60% significa que el cálculo del pronóstico de la demanda tuvo una desviación dentro del rango y se ajustó a la demanda real del sistema CHEC; y cuando se sitúa por debajo del 60% como lo fue el caso del mes de Abril, significa que hubo desviaciones o diferencias grandes entre la demanda real y el pronóstico lo que puede deberse
en su mayoría de los casos a eventos de gran magnitud sobre el sistema eléctrico, cambios de hábitos en el consumo presentados por la variabilidad climática, o a reducción de consumos de energía, por paradas del cliente industrial Ternium.
Se continuó trabajando con el proyecto de Calidad del Servicio lo que permitió la mejora en los indicadores SAIDI y SAIFI los cuales hacen parte de los indicadores del Cuadro de Mando Integral, y en los ingresos a través de una mejora en el AOM reconocido. Se mantuvo el desempeño de los indicadores SAIDI y SAIFI cumpliendo las metas establecidas por Núcleo Corporativo a través de la instalación de
equipos en las redes eléctricas y otras acciones definidas en el plan. Se instalaron 38 reconectadores que han permitido continuar y complementar la mejora en la calidad del servicio prestado.
Instalación, puesta en servicio e integración al SCADA de reconectadores que cumplirán la función de traslado de carga entre circuitos ante la presencia de eventos que causen demanda desatendida y para cúmulos de fallas que nos permitirá el aislamiento de la falla y la normalización del resto del circuito hasta que se supere la contingencia. Se instalaron 2 localizadores de falla en un circuito industrial (de 11 presupuestados), los cuales se están supervisando. Los localizadores de falla son equipos integrables al SCADA que nos permitirá atender el evento de manera más eficiente reduciendo los tiempos de búsqueda de la falla. Se instalaron 21 cortacircuitos con fusible de repetición en el área rural, con lo cual se pudo incrementar la confiabilidad de los ramales de circuito al igual, que aportar en la disminución de tiempo para el restablecimiento de fusibles fallados.
La participación de los grupos de interés en los procesos de toma de decisiones de la empresa, relacionadas con la
planificación energética y el desarrollo de infraestructura, se hace a través de las solicitudes realizadas por las diferentes comunidades en los espacios de relacionamiento, por solicitud de las alcaldías municipales a través de lo planteado en los Planes de Ordenamiento territorial (POT), los cuales ingresan al banco de proyectos de CHEC donde se evalúan según criterios técnicos, regulatorios, presupuestales, sociales y ambientales para su gestión y viabilidad.
En el año 2015 el proyecto de productividad enfocó sus esfuerzos a optimizar el proceso de mantenimiento de distribución, donde se concentra la mayorías de recursos de esta subgerencia, a través de la metodología empleada por el consultor Booz and Company contratado para la realización de un piloto en el núcleo corporativo, logrando integrar en el proceso a más de 250 personas que contribuyeron a la identificación de oportunidades de mejora que abarcaron temas relacionadas con diferentes áreas de la empresa como Desarrollo Organizacional, Tecnología Informática, Cadena de suministro, Gestión Operativa y todo el Ciclo PHVA del mantenimiento, durante este trabajo se efectuaron actividades en los cuales se lograron obtener ahorros de COP1 200 millones, cumpliendo con la meta establecida por el proyecto y la vicepresidencia de Transmisión y Distribución
G4-EU19
o
Con el análisis de cargabilidad en operación normal de los transformadores de potencia se diagnostica el nivel actual de demanda de activos críticos del sistema eléctrico, permitiendo Identificar alarmas de sobrecarga, estructurar casos de estudio y definir proyectos de reconfiguración o expansión de redes eléctricas. Las Gráficas mostradas presentan los niveles decargabilidad de los años 2015 y 2015 del parque de transformadores de potencia 230/115kV, 115/33kV y 33/13,2kV instalados en las subestaciones del sistema eléctrico operado por CHEC.
o
Los equipos de transformación 230/115 kV instalados en las subestaciones de conexión al Sistema de Transmisión Nacional, tienen una capacidad instalada de 480 MVA y una cargabilidad promedio de 61,65% para el año 2014 y 630 MVA y una cargabilidad de 58% para el año 2015. La diferencia se explica principalmente en la incorporación al sistema del transformador 230/115 kV de
Purnio de 150 MVA de capacidad instalada. Comparativamente, no se identifican cambios significativos respecto a los niveles de cargabilidad diagnosticados para la operación normal de cada equipo para los años 2014 y 2015. Estos equipos en conjunto con la generación interna del área y las transferencias de potencia que se realizan en las fronteras comerciales con otros Operadores de Red, atienden la demanda interna, encontrando que bajo condiciones normales de operación, la capacidad de conexión al STN del sistema eléctrico operado por CHEC, es buena desde el punto de vista de la capacidad instalada disponible. En el análisis de Cargabilidad se observa un aumento en la cargabilidad de los transformadores de Esmeralda debido principalmente al crecimiento de la demanda en las zonas urbanas. En el 2015 se puso en servicio el transformador de la subestación Purnio brindando condiciones técnicas requeridas para garantizar la prestación del servicio bajo condiciones técnicas favorables, aún en condiciones de contingencia en la zona oriente, se espera que para el 2016 entre la subestación Armenia 230kV para fortalecer la zona sur bajo las mismas condiciones.
o
Los 18 equipos de transformación 115/33kV instalados en el sistema
eléctrico operado por CHEC poseen una capacidad instalada de 760 MVA y una cargabilidad promedio de 34,5 % para el año 2014, y 39,3 % para el año 2015.
En general, se observa que los niveles de cargabilidad en operación normal de los transformadores de potencia 115/33 kV son aceptables. Individualmente y bajo condiciones de operación normal, solo el transformador de Armenia superó el
80% de cargabilidad en el año 2015, lo que indica que se debe realizar un seguimiento en la subárea operativa sur, dada su sensibilidad a las condiciones topológicas del SDL operado por EDEQ.
o
Para el año 2015 se encuentran instalados 60 equipos de transformación 33/13,2 kV en el sistema eléctrico operado por CHEC, con una capacidad instalada de trasformación 33/13,2 kV que asciende a 473,38 MVA para 2015.
La cargabilidad promedio de los transformadores bajo condiciones de operación normal del sistema eléctrico fue de 44.21% para el año 2014 y para el
2015 de 45,24.Los transformadores que se observan con sobrecarga en el 2015 los cuales son San Antonio del Chamí, Santa Cecilia, y Bello Horizonte son equipos que se entraran a remplazar por uno de mayor capacidad en el primer trimestre del presente año. En cuanto al equipó instalado en la subestación El Dorado, se observa en 2015 una cargabilidad del 85%, 14% menos que en el 2014, esto debido al cambio del equipo por uno de mayor capacidad en abril de 2015. Sin embargo su carga sigue creciendo cada año debido al desarrollo minero en la zona.
Los transformadores que presentan altos niveles de carga en la gráfica a nivel 33/13,2 Kv, fueron repotenciados
en el 2015 por otros de mayor capacidad con el fin de aliviar esta condición.
o
Abril 2015, Transformador 33/13,2 kV Subestación El Dorado, Según diagnóstico realizado por el equipo de trabajo de subestaciones, se detecta cargabilidad de transformador del 100%, por lo que se realiza el cambio de este equipo el 07 de abril.
Septiembre de 2015, Auto transformadores 230/115 kV Subestación Esmeralda, Como es de conocimiento general la labor de coordinación del despacho de las plantas de generación CHEC actualmente y desde el 01 de Enero del año 2015 es realizada por EPM, por lo que en el mes de septiembre por ventajas económicas, estos empezaron a cambiar los horarios de despacho de
las unidades de la planta San Francisco, ocasionando con ello una cargabilidad en los autotransformadores de la subestación Esmeralda del 100%. Esta situación fue reportada al área de Generación de Energía para que estos a su vez informaran la situación a EPM.
Diciembre de 2015, Transformador 33/13,2 kV Subestación San Antonio del Chamí, El día 30 de Diciembre aparece alarma 26 (SOBRETEMPERATURA ACEITE DEL TRAFO) sobre el transformador 33/13.2 kV de esta subestación, ocasionado por unos incrementos súbitos en la corriente de carga del transformador. La cargabilidad de este equipo alcanzó el 102%, por lo que actualmente se encuentra en análisis y estudio un proyecto para el cambio de dicho transformador.
Los grupos activos utilizados en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica en el STR, no deberán superar, en una ventana móvil de doce meses, el número de Máximas Horas Anuales de indisponibilidad, MHAI:
Grupos de Activos MHAI
Conexión del OR al STN 51
Líneas Nivel de Tensión 4 38
La meta para el año 2015 en una ventana anual fue de 99.62%, y con
corte al mes de diciembre el indicador cerró en los siguientes valores:
Tipo de Activo Horas reales anuales de indisponibilidad (MAT) -
Diciembre Conexión del OR al STN 12,66
Línea NT4 14,89
Barraje con bahía de maniobra 9,96
% Disponibilidad 99,86
En activos de línea nivel de tención 4 del operador de red CHECcon corte a Diciembre se tiene una contribución sobre el indicador anual, de 14.89 horas. Dentro de estos activos se
resaltan aquellos que actualmente tienen excedido el número de Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad (MHAI), con corte al mes de diciembre del año 2015:
Gráfica -- Horas de indisponibilidad acumuladas en activos de línea nivel de tensión 4.
Subsistema Ínsula Manizales, Cuenta con un acumulado de 51.15 horas de indisponibilidad; el límite fue excedido en el mes de Mayo donde se debió intervenir de manera urgente el interruptor de la bahía Manizales hacia Insula para cambio de polos por fuga de hexafluoruro de Azufre (SF6).La mayor contribución se presentó en el mes de marzo, durante el cual la línea
de este subsistema presentó tres fallas por vegetación sobre la red, cable de guarda descolgado entre las fases y línea primaria reventada, generándole una indisponibilidad de 36.86 horas. Subsistema Esmeralda – La Rosa 2, Cuenta con 49.67 horas de indisponibilidad, el límite de las 38 horas fue excedido en el mes de
Octubre por un evento sobre la línea, por conductor de fase reventado causando una indisponibilidad de 5.73 horas al subsistema, mientras se efectuaba la reparación. La mayor contribución de indisponibilidad se tuvo en el mes de Agosto, durante el cual se presentó un evento sobre la
línea, por cable de guarda reventado, con el agravante que el evento se presentó a altas horas de la noche, por lo que la revisión y la reparación de la falla solo pudo realizarse al día siguiente, generándole una indisponibilidad de 22.9 horas a la línea
.
Activos de barraje con bahía de maniobra En los activos de barraje con bahía de maniobra actualmente se tiene una
contribución sobre el indicador anual, de 9.96 horas de indisponibilidad. Se relaciona el único activo que actualmente que tiene excedido el límite de las 30 horas:
Gráfica -- Horas de indisponibilidad acumuladas en activos de barraje.
Subsistema La Hermosa 115 kV, Cuenta con un acumulado de 55.98 horas, excedido en el mes de Abril por un error involuntario de omisión donde lo
que se había proyectado como un Mantenimiento Mayor, se ingresó como un Mantenimiento Normal,
asignándole todo el tiempo de indisponibilidad del mantenimiento. En los activos de conexión al STN, actualmente se tiene una contribución sobre el indicador anual, de 12.66 horas de indisponibilidad.
En la actualidad ningún grupo tiene excedido el número máximo de horas anuales de indisponibilidad (MHAI,) que para este grupo es de 51 horas.
Gráfica -- Horas de indisponibilidad acumuladas en activos de conexión al STN.
El grupo empresarial estableció la medición de la calidad del servicio de energía a través de los indicadores internacionales SAIDI y SAIFI, los cuales hacen referencia al tiempo y frecuencia (respectivamente) media que un usuario estuvo sin servicio de energía eléctrica en un periodo de tiempos SAIDI (Índice de Duración de la Interrupción Promedio del Sistema): revela la duración media de
interrupción del servicio de energía a un usuario. SAIDI: Indica el tiempo total promedio de interrupción por cliente. Es un indicador de tiempo que mide la afectación a nivel de usuarios. SAIFI: Frecuencia media de interrupciones por cliente, por año. Es un indicador de frecuencia que mide la afectación a nivel de usuario.
Indicadores ITAD e IRAD: La resolución CREG 097 de 2008 estableció los índices ITAD e IRAD para medir el
desempeño de la calidad del servicio de energía eléctrica, prestado por los Operadores de RED.
Indicadores SAIFI-SAIDI CHEC de Todo el Sistema
Resultados
2012 2013 2014 2015
SAIDI 47,67 42,7 29,06 27,5
SAIFI 35,66 30,75 27,69 25,59
Indicador Internacional SAIDI mes a mes año 2015
Indicador ene.-15
feb.-15
mar.-15
abr.-15
may.-15
jun.-15
jul.-15
ago.-15
sep.-15
oct.-15
nov.-15
dic.-15
SAIDI G1 CHEC (Horas/mes) 0,76 0,88 0,45 1,24 1,32 0,49 0,46 0,72 0,68 0,98 0,51 0,54
SAIDI G2 CHEC (Horas/mes) 0,25 0,73 0,71 0,62 0,53 0,69 0,25 0,79 2,27 1,43 4,73 3,31
SAIDI G3 CHEC (Horas/mes) 0,70 0,60 1,39 1,44 2,84 1,70 2,13 1,32 1,60 1,86 0,81 0,54
SAIDI G4 CHEC (Horas/mes) 4,12 3,76 5,87 8,18 10,68 3,68 4,91 4,66 6,86 6,22 6,36 3,34
2012 2013 2014 2015
SAIDI 47.67 42.7 29.06 27.5
SAIFI 35.66 30.75 27.69 25.59
47.67
42.7
29.06 27.5 35.66
30.75
27.69 25.59
0
10
20
30
40
50
60
Indicadores SAIDI-SAIFI
Indicador Internacional SAIFI mes a mes año 2015
Indicador ene.-15
feb.-15
mar.-15
abr.-15
may.-15
jun.-15
jul.-15
ago.-15
sep.-15
oct.-15
nov.-15
dic.-15
SAIFI G1 CHEC (Interrupciones/mes) 0,88 1,51 1,18 1,73 1,52 0,72 0,90 0,93 1,21 1,09 0,88 0,72
SAIFI G2 CHEC (Interrupciones/mes) 0,64 0,78 1,11 1,18 0,83 1,52 0,83 2,76 4,60 2,02 2,84 2,73
SAIFI G3 CHEC (Interrupciones/mes) 1,16 1,32 2,07 2,30 4,60 2,17 2,34 1,50 2,73 2,48 1,77 1,00
SAIFI G4 CHEC (Interrupciones/mes) 2,66 2,64 3,79 5,90 6,72 2,90 3,21 3,04 4,27 4,23 3,97 2,33
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00 e
ne
-15
feb
-15
ma
r-1
5
ab
r-1
5
ma
y-1
5
jun
-15
jul-
15
ag
o-1
5
se
p-1
5
oct-
15
no
v-1
5
dic
-15
SAIDI
SAIDI G1 CHEC (Horas/mes)
SAIDI G2 CHEC (Horas/mes)
SAIDI G3 CHEC (Horas/mes)
SAIDI G4 CHEC (Horas/mes)
ITAD: Índice medio de la calidad del servicio prestado en un trimestre, calculado a partir del registro de las interrupciones del sistema eléctrico.
IRAD: Índice de referencia trimestral para cada Operador de Red (Promedio de eventos ocurridos). Los índices se encuentran divididos en nivel de tensión 1 (N1) y nivel de tensión 2-3 (N2-N3).
NIVEL AÑO TRIM ITAD IRAD
1
2014
T1 4,02 4,06
1 T2 3,85 4,96
1 T3 3,65 4,03
1 T4 3,88 4,44
1
2015
T1 2,72 4,06
1 T2 4,34 4,96
1 T3 3,44 4,03
1 T4 4,12 4,44
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
SAIFI
SAIFI G1 CHEC (Interrupciones/mes)
SAIFI G2 CHEC (Interrupciones/mes)
SAIFI G3 CHEC (Interrupciones/mes)
SAIFI G4 CHEC (Interrupciones/mes)
NIVEL AÑO TRIM ITAD IRAD
2 y 3
2014
T1 2,61 1,44 2 y 3 T2 2,29 1,93 2 y 3 T3 1,50 1,54 2 y 3 T4 1,92 1,90 2 y 3
2015
T1 1,59 1,44 2 y 3 T2 2,55 1,93 2 y 3 T3 1,89 1,54 2 y 3 T4 2,39 1,90
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50 5.00
T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4
2014 2015
4.02 3.85 3.65 3.88
2.72
4.34
3.44 4.12 4.06
4.96
4.03 4.44
4.06
4.96
4.03 4.44
ITAD Vs IRAD Nivel 1 2014-2015
ITAD IRAD
Incentivos y Compensaciones - Incentivos De acuerdo al resultado de la evaluación de desempeño del sistema eléctrico, se realizan cálculos de los incentivos sobre la calidad media del
servicio que hacen referencia a mayores o menores ingresos para el Operador de Red, por presentar mejora o disminución en la calidad del servicio, respectivamente. Se encuentran divididos en nivel de tensión 1 (N1) y nivel de tensión 2-3 agrupado (N2-N3).
- Compensaciones Las compensaciones se realizan a los usuarios conectados a
transformadores en los cuales la indisponibilidad superó la referencia (años 2006 – 2007) y el incentivo sea mayor o igual que cero pesos. Se refleja
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4
2014 2015
2.61
2.29
1.50
1.92
1.59
2.55
1.89
2.39
1.44
1.93
1.54
1.90
1.44
1.93
1.54
1.90
ITAD Vs IRAD Nivel 2-3 2014-2015
ITAD IRAD
en menores pagos en la factura de los usuarios cuando el Operador de Red presenta disminución en la calidad del
servicio. Se encuentran divididos en nivel de tensión 1 (N1) y nivel de tensión 2-3 agrupado (N2-3).
Ejecución de inversiones
La ejecución de las inversiones para el área de gestión Operativa, se realizaron en tres proyectos básicamente:
1. Expansión de la Red Integrada
de Telecomunicaciones: Es un proyecto del Núcleo corporativo, el cual consiste en Expandir la red de telecomunicaciones, implementando conexiones de fibra óptica para llegar a 50 subestaciones y 104 oficinas que actualmente están conectadas por otros medios de
comunicación o a través de servicios de operadores de telecomunicaciones, generando un sistema de telecomunicación redundante (alterno) y cierre de anillos para mantener en los niveles más óptimos posibles la comunicación, apoyando efectivamente la operación del sistema eléctrico de la CHEC e integrando la red de telecomunicaciones con las empresas filiales del Grupo EPM. La inversión realizada para el año 2015 fue de 170 millones.
2. Mejoramiento Continuo de la Calidad del Servicio de energía,hace parte de los objetivos estratégicos de CHEC enmarcado en lograr la excelencia operacional, razón por la cual viene trabajando en la implementación del Plan de Optimización de la Calidad del Servicio, se han ejecutado acciones con el propósito de disminuir el tiempo de indisponibilidad de la energía,
desatención de la demanda y brindar mayor fiabilidad, seguridad y confiabilidad en el sistema eléctrico del SDL cumpliendo con los indicadores de calidad del servicio, cumpliendo este propósito se realizó una inversión por valor de COP 1 071 684 599 representados en la compra de localizadores de falla y re conectadores integrados al sistemas informáticos de CHEC.
2015
170
EXPANSION RED INTEGRADA DE TELECOMUNICACIONES
INVERSION EN MILLONES
3. Implementación Regulatoria Código Medida Resol 038-2014 – CGM, con la nueva norma regulatoria del código de medida el cual Incorpora las acciones requeridas para dar cumplimiento a las condiciones técnicas y procedimientos que se aplican a la medición de energía de los intercambios comerciales en el Sistema Interconectado Nacional, las transacciones entre agentes y las relaciones entre agentes y usuarios, lograr estandarizar en el proceso de medición de energía eléctrica y así establecer
de manera adecuada los intercambios de energía que se presentan en el sistema, en el 2015 se inició un Diagnostico del estado actual de las fronteras comerciales del Grupo EPM, adecuar técnicamente las fronteras comerciales del Grupo EPM, que requieran alguna intervención según exigencia del Código de Medida y Adecuar el Centro de Gestión de Medidas – CGM, para dar cumplimiento a los requisitos de manejo de información, realizando una inversión en el año 2015 de COP 11 millones.
2015
299
773
MEJORAMIENTO CONTINUO DE LA CALIDAD DEL SERVICIO DE
ENERGIA INVERSION EN MILLONES
2015
11
IMPLEMENTACIÓN REGULATORIA CÓDIGO
MEDIDA RESOL 038 CGM INVERSION EN MILLONES
170
1,072
11
1,253
2015
AREA DE GESTION OPERATIVA VALORES EN MILLONES
EXPANSION RED INTEGRADA DE TELECOMUNICACIONES
MEJORAMIENTO CONTINUO DE LA CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGIA
IMPLEMENTACIÓN REGULATORIA CÓDIGO MEDIDA Resol 038-2014 CGM
Resolución CREG No.100 De julio 3 de 2015, Por la cual se hacen algunas aclaraciones sobre los indicadores de calidad del desempeño del prestador de los servicios del CND, ASIC y LAC determinados en la Resolución CREG 174 de2013. Mediante la Resolución CREG 174 de 2013 la Comisión estableció la metodología para la remuneración de los servicios del CND, ASIC y LAC durante el periodo tarifario 2014 – 2018. A través de la comunicación con radicado CREG E-2014-000037, la Compañía de Expertos en Mercados, S.A. E.S.P. solicitó la revisión de los siguientes indicadores de calidad del desempeño definidos en la Resolución CREG 174 de 2013: frecuencia del sistema, nivel de tensión del sistema y entrega de informes sobre eventos en el STN y STR. Resolución CREG No.138 de septiembre 3 de 2015, Por la cual se adoptan las reglas para la participación de las Plantas no Despachadas Centralmente en el cargo por Confiabilidad. Resolución CREG No.178 de octubre 27 de 2015, Por la cual se establecen medidas para garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica ante la ocurrencia de situaciones extraordinarias que lo ponen en riesgo.
Resolución CREG No.184 de 30 de octubre de 2015, Por la cual se modifican algunas disposiciones en materia de garantías y pagos anticipados de los agentes participantes en el Mercado de EnergíaMayorista.
Acuerdo 741 del CNO: Procedimiento para el reporte de información y la definición de la realización de pruebas del Esquema de Deslastre de Automático de Carga. Acuerdo 742 del CNO: Esquema de Deslastre de Automático de Carga EDAC por baja frecuencia para el año 2015
Centro Local de Distribución (CLD): Es el Centro de Supervisión y Control de la operación del OR (operador de red), sobre las redes de distribución municipales y distritales; cuya función es la de coordinar las maniobras en la operación de equipos, asociado a tensiones de nivel I y II. Centro Nacional de Despacho (CND): Es la entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del SIN. También es el encargado de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Control para coordinar las maniobras de los equipos, con el fin de tener una
operación segura, confiable y ceñida al Reglamento de Operación y a todos los acuerdos del CNO. Centro Regional de Control (CRC): Es un Centro de Supervisión y Control de la Operación del OR sobre las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en su área de influencia de nivel de tensión III IV; y su función es realizar la operación coordinada y eficiente de estos recursos enmarcándose en las instrucciones impartidas por el CND. CNO: Consejo Nacional de Operación. Organismo que tiene como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación. Componentes del Sistema Eléctrico: Se refiere al equipamiento (unidades de generación, líneas, transformadores, equipos de compensación, etc.) que conforma el sistema. Consignación: Procedimiento mediante el cual se solicita, se estudia y se autoriza la intervención de una instalación o parte de ella o de un equipo eléctrico, para mantenimiento o pruebas, bien sea desconectado o energizado (trabajos en línea viva) La solicitud de consignación puede efectuarse por medio escrito o a través del software aplicativo.
Operador de Red de STR y SDL (OR): Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un Municipio Sistema de Distribución Local (SDL): Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local. CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas
GIGA: Gestión de la Información Gráfica y Alfanumérica, es el equipo de trabajo, que se encarga de la gestión de la información gráfica y alfanumérica asociada a las redes de energía, sobre un sistema de información geográfica basado en tecnología AM/FM/GIS. GIO: Subproceso de Gestión de la información Operativa. GIS: Sistema de información geográfico sobre el cual se colocan referenciados geográficamente cada uno de los componentes del sistema de distribución local (SDL). Información alfanumérica: es la información combinada de números, letras y caracteres que definen las características o atributos, tanto técnicos como administrativos asociados a cada uno de los elementos que componen el sistema de energía. Información geográfica: es la información relacionada con el símbolo, la localización geográfica y la posición de los elementos que componen las redes de energía. Información Postoperativa: Es la información resultante de la operación del Sistema Eléctrico IRAD (Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad): Índice de Discontinuidad que relaciona la
cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el período usado como referencia. ITAD (ÍndiceTrimestral Agrupado de la Discontinuidad: Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el trimestre de evaluación. LAC (Liquidador y Administrador de Cuentas: El Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) es el encargado de la Liquidación y Administración de Cuentas por los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación que emite la CREG SGO: Sistema de gestión de la operación. SPARD: Sistema para administrar redes de Distribución u ejecutar aplicaciones de Ingeniería. SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SUI: Sistema Único de Información UPME: Unidad de Planeación Minero Energética XM Expertos en Mercados: Compañía de Expertos en Mercados, es la empresa que opera y administra el
mercado eléctrico colombiano. XM es una empresa filial de ISA.
Sistema de Gestión Integral (SGI). Sistema de Gestión de la Operación (SGO).
XM. Expertos en Mercados (2015). “Información inteligente, Demandas”.
UPME. Unidad de Planeación Minero Energética (2015). “Proyección de la demanda de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima en Colombia”. Revisión octubre de 2015.
Encaminados a contribuir con la sostenibilidad de la empresa, en la subgerencia de distribución de Energía nos encargamos de realizar la expansión, reposición, mantenimiento y vinculación de clientes al sistema de distribución CHEC. Realizamos permanente control a las pérdidas de energía y enfocamos nuestras actividades con especial preponderancia en los aspectos de salud, seguridad, gestión ambiental y gestión social. Nuestra gestión es importante porque contribuimos al suministro continuo del servicio de energía posibilitando que los usuarios desarrollen sus actividades cotidianas sin contratiempos generando progreso y desarrollo en la región. La expansión, remodelación de redes e ingreso de conexiones de clientes la realizamos con excelentes materialesy atendiendo las disposiciones legales y ambientales que garanticen la
seguridad de trabajadores y comunidad en general. Al reducir pérdidas de energía en los sistemas de distribución, se aplaza la necesidad de aumentar la capacidad de generación y se obtienen beneficios en el componente del costo de producción de la energía eléctrica y beneficios ambientales al posponer obras de gran envergadura. Todas las acciones realizadas desde la Subgerencia de Distribución aportan al cumplimiento de los objetivos estratégicos en especial ala optimización de Procesos, Atención integral del cliente brindando soluciones ajustadas a sus necesidades, crecer en mercados e incrementar valor para los grupos de interés, con el desarrollo de las siguientes acciones:
1. Conexión de nuevos clientes. 2. Proyecto de Electrificación rural. 3. Expansión y remodelación del
sistema niveles de tensión I y II. 4. Mantenimiento del sistema
niveles de tensión I y II. 5. Control de pérdidas de energía.
6. Gestión social y ambiental en el marco de las labores técnicas.
Contribuimos al cumplimiento de la política de RSE con la universalización del servicio de energía, llevándolo a los usuarios que carecen de él, en especial a la población rural, aportando de esta manera a la construcción de territorios sostenibles:
Mejorar la calidad de vida de las familias de la zona rural.
Contribuir a la disminución de los niveles de pobreza extrema.
Se valorizan las viviendas / fincas al tener servicio de energía.
Crear condiciones para el retorno a las viviendas de
familias desplazadas por la violencia.
Contribuir con los planes de seguridad en la zona rural.
Generación de empleos.
Crear condiciones de acceso a la tecnología en las instituciones educativas rurales.
Crear condiciones para la utilización de electrodomésticos y maquinaria agrícola.
Contribuir a la eficiencia económica en el uso de la energía en la zona rural.
Estrategia exitosa de responsabilidad social empresarial y de alianzas público - privadas.
METAS-RETOS ESTABLECIDOS EN 2014 PARA 2015
LOGROS 2015
Implementación del proyecto de productividad en campo que. Su objetivo es mejorar la productividad de campo en los negocio mediante la optimización de los procedimientos y recursos utilizados.
Se conformó el equipo de trabajo y se cumplieron al 100% las etapas de Movilización, identificación de brechas de productividad y establecimiento y diseño de 26 oportunidades de mejora, se avanza en la implementación de las mismas con beneficios económicos cuantificados en 1.209 millones
Reducción de pérdidas de energía, para alcanzar un indicador del 8.47% en 5 años y una reducción de 12 GWh.
Se alcanzó un indicador de 9,40% cumpliendo la meta propuesta para el año 2015 de 9,47%. Se avanzó en la adquisición e implementación de una solución tecnológica para detectar con alta efectividad los clientes fraudulentos orientado a la productividad en campo
Conexión de 10.850 clientes a través de los programas de servicios nuevos y HV.
Se superó la meta al vincular 11866 clientes, 1016 más de lo planeado, en especial por el ingreso masivo de clientes dentro del programa de viviendas de interés social promovido por el gobierno.
Desarrollo de la agenda de capacitación técnica a: Técnicos electricistas, Ingenieros
Se desarrolló la agenda externa de capacitación en aspectos técnicos de acuerdo con lo previsto.
electricistas, Camacol, canales presenciales, contratistas, cable operadores Ejecución de obras incluidas en el estudio de “Planeamiento del SDL de Manizales”, cuyos diseños y estudios fueron realizado en el año 2014 (Reconfiguración de los circuitos a 13.2 Kv de la Subestación Alta Suiza).
Se ejecutó el 60% de las obras incluidas en el estudio de Planeamiento de Manizales por valor aproximado de 206 millones.
Ingreso de 600estudios al banco de proyectos.
Se realizó el levantamiento y diseño de 639 nodos, los cuales fueron ingresados al Banco de proyectos.
Interconexión a 13,2 KV de los circuitos Arboleda de la Subestación Pensilvania con el Circuito Cristales de la Subestación Florencia e interconexión de los circuitos San Bartolo de la Subestación Pacora con el circuito Mermita de la subestación Aguadas
Se ejecutó la interconexión a13,2Kv de la subestación Pensilvania con la subestación Florencia, lo cual agregará confiabilidad del servicio al corregimiento de Arboleda que se alimentaba exclusivamente desde la subestación Pensilvania. Se realizó el estudio, diseño y presupuesto de la interconexión entre Pacora y Aguadas a 13,2, su ejecución será en 2016, lo cual agregará confiabilidad a los circuitos urbanos de Aguadas.
Reposición de la infraestructura eléctrica de 240 proyectos urbanos y rurales que presentan deficiencia en la calidad del servicio con el fin de impactar 4.454 clientes, y participar en los Proyectos de Expansión solicitados por terceros en toda el área de cobertura
Se ejecutaron 266 proyectos de reposición de redes, mejorando la calidad del servicio a los clientes impactados.
Reposición de redes subterráneas, evaluando la viabilidad del cambio de redes aéreas a subterráneas en áreas urbanas, contribuyendo así al desarrollo urbanístico en varios municipios de los Departamentos de Caldas y Risaralda
Se subterranízaron redes en Manizales, en desarrollo de los proyectos de ciudad: Comuna San José, bulevar Centenario, bulevar Avenida Santander, bulevar de Milán.
Aplicación del plan de mejora a los circuitos del Grupo de Calidad 4 y del nivel de tensión 2. “Mantenimiento tipo Overhaulin” para cumplir con la calidad de los circuitos del grupo de calidad 4. y Cumplimiento del VMA trimestral
Se ejecutó el plan de mantenimiento tipo “Overhaulin” a 25 circuitos de los 19 planeados, superando la meta establecida.
Instalación Cortacircuitos de 3 disparos – Fusibles de Repetición.
Se instalaron 45 de los 48 equipos cortacircuitos de 3 disparos con una ejecución del 93,75%
Implementar el 100% de las acciones encaminadas a la formación y desarrollo de capacidades en los líderes y organizaciones de base para el fortalecimiento de la gestión empresarial en la prestación del servicio.
Se logró implementar el 100% del plan de actividades formativas enfocadas a los líderes comunitarios que permanentemente se relacionan con Gestión Social en la zona de influencia CHEC, en temas asociados a procedimientos y contenidos técnicos, logrando además, el despliegue por parte de los mismos de ejercicios de multiplicación y replica hacia las comunidades.
Dar continuidad a las estrategias de mesas zonales, hablando claro y rendición de cuentas a voceros como mecanismos de
Se dio continuidad al proceso, cumpliendo con el 100% de las acciones previstas para el 2015 y gracias a los resultados obtenidos se proyecta el
relacionamiento y respuesta a compromisos con las comunidades, clientes y usuarios de las zonas de influencia CHEC.
desarrollo de dichas estrategias para el año 2016.
Mantener e incrementar las alianzas con actores sociales e institucionales para el desarrollo del proyecto de Generación de Confianza.
Se logró la articulación con 5 nuevas organizaciones sociales presentes en el territorio, afianzando y fortaleciendo los resultados en materia de cultura ciudadana y cultura de la legalidad adelantados en el proyecto.
La proliferación de la minería ilegal en la rivera del rio Cauca, haciendo uso no autorizado del servicio de energía.
El incidente presentado en el sector del Playón bajo Jurisdicción del Resguardo indígena Escopetera y Pirza del Municipio de Riosucio, donde fallecieron quince personas de la zona, en el desarrollo de la actividad minera. CHEC colaboró con los organismos que tendieron la calamidad y gracias a su competencia técnica y social, fue reconocido por el apoyo decidido a esta difícil situación.
Desabastecimiento de los materiales, lo cual retrasó las obras a ejecutar e implicó una su ejecución presupuestal.
La ejecución de varios proyectos simultáneos sin disponibilidad de personal adicional lo que sobrecargo al personal disponible y no permitió que se avanzara a mayor ritmo.
Continuar con la implementación de las acciones de productividad en campo en los diferentes procesos: mantenimiento, pérdidas, expansión y clientes
Vincular 12.0172 clientes nuevos al sistema de distribución urbanos y rurales
Continuar con el programa de reducción de pérdidas alcanzar un indicador de 9,26% de pérdidas al concluir el año 2016.
Mejorar la infraestructura eléctrica de 246 proyectos urbanos y rurales que presentan deficiencia en la calidad del servicio con el fin de impactar 4.443 clientes.
Cumplir con la calidad de los circuitos de todos los grupos de calidad.
Diseñar un proceso metodológico para la estrategia de diálogo “mesas zonales” que permita direccionar la dinámica de las solicitudes planteadas por las comunidades, de manera colectiva y no como requerimientos particulares.
Incremento en las pérdidas de energía, por la proliferación de la minería sin el cumplimiento de los requisitos técnicos exigidos. Oposición de la comunidad en la ejecución de actividades técnicas, en especial mantenimiento y expansión al no permitir ingresar a predios particulares por donde cruzan las redes o hay infraestructura eléctrica instalada. Carencia de mano de obra calificada para realizar las labores técnicas en campo. Desabastecimiento de materiales, que originan incumplimiento de cronogramas de ejecución. En términos generales los riesgos en la gestión del distribuidor son bajos; están muy controlados y se gestionan adecuadamente: fortaleciendo las relaciones y los planes de acción en aquellas comunidades como las zonas mineras a lo largo del río cauca y municipios con alto grado de rechazo hacia las acciones técnicas del control de pérdidas para lograr su compromiso con la legalidad en el uso de la energía eléctrica Continuidad al programa de denuncias por uso indebido de la electricidad, como mecanismo de ley para coadyuvar en la gestión de las pérdidas. Fortaleciendo los programas de gestión social e interacción con las comunidades, viabilizando las acciones técnicas de expansión, reposición y mantenimiento de redes.
Desarrollando programas en asocio con entidades educativas: Universidad tecnológica de Pereira, Universidad Antonio Nariño, Universidad de Manizales, SENA para formación de personal técnico. Desarrollando un plan de adquisición de materiales y garantizando su cumplimiento.
.
Para garantizar la conexión de nuevos clientes al sistema de Distribución, es necesario monitorear permanentemente la red y analizar las necesidades de ampliación de las redes existentes. Cuando se posee una infraestructura eléctrica que garantice la adecuada calidad de la energía se obtienen beneficios complementarios ya que se cuenta con unas instalaciones seguras que minimizan los riesgos eléctricos para los usuarios; lo que aumenta la confiabilidad y optimiza la productividad de la empresa. A partir de lo anterior surge la necesidad permanente de expandir y reponer la infraestructura eléctrica que por el pasar de los años se va deteriorando, lo que implica deficiencia en la calidad del suministro, pérdidas de energía en los circuitos e inestabilidad en el sistema. Por lo tanto, por parte del Operador de Red, se debe mantener un constante
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direccionamiento en cuanto al cambio de los equipos o redes eléctricas que han alcanzado su vida útil así como la reposición de circuitos subterráneos existentes a través de la ampliación y actualización de cámaras y canalizaciones, construcción de infraestructura nueva para la subterranización de circuitos aéreos tanto primarios como secundarios y sus respectivos afloramientos para acometidas y conexiones, con el fin de
mejorar el abastecimiento de energía eléctrica. Se contó con dos contratos para la ejecución de las obras eléctricas y dos para las obras civiles en los cuales se generaron aproximadamente 165 empleos directos durante el 2015. A continuación se relaciona la ejecución presupuestal durante 2015 e histórica y los clientes beneficiados:
Grafica 1Inversiones en expansión y reposición de redes.
Grafica 2Clientes beneficiados con las inversiones en expansión y reposición de redes.
Para el año 2016, las metas son:
Participar en los Proyectos de Expansión solicitados por terceros en toda el área de cobertura.
Construcción de la interconexión de los circuitos San Bartolo de la Subestación Pacora con el circuito Mermita de la subestación Aguadas.
Continuar con la reposición de redes subterráneas, evaluando la viabilidad del cambio de redes aéreas a subterráneas en áreas urbanas, contribuyendo así al desarrollo urbanístico en varios municipios de los Departamentos de Caldas y Risaralda.
Proyecto consistente en brindar ofertas y atención a la población rural de los departamentos de Caldas y Risaralda que no cuentan con el servicio de energía eléctrica por condiciones técnicas y/o económicas (falta de recursos) El Proyecto CIC2 estuvo direccionado a la “Universalización del Servicio”su propósito fue dotar del servicio de energía eléctrica a aproximadamente 4 000 viviendas rurales de los departamentos de Caldas y Risaralda que al inicio del proyecto carecían de este servicio. El alcance del proyecto fue construir las redes de distribución de energía eléctrica de nivel de tensión I y II requeridos para dotar del servicio de energía eléctrica a las viviendas
incorporadas en el propósito del proyecto. Así mismo, gestionar y ejecutar los recursos necesarios para dotar e instalar el sistema de medida e instalaciones internas a las viviendas incluidas en el proyecto (nuevos clientes). Para la ejecución del Proyecto CIC2 se firmó el convenio 032.10 entre CHEC y el Comité de Cafeteros en diciembre de 2010 finalizando en febrero del año 2015. Una fortaleza del proyecto fue la alianza con el Comité Departamental de Cafeteros de Caldas como Co-financiador y ejecutor del Proyecto, por su presencia en el 90% de los municipios de Caldas y Risaralda con sus Comités Municipales y su servicio de extensión, por su experiencia en la gestión de recursos y en ejecución de obras de electrificación rural, lo que garantizó que el proyecto fuera ejecutado de manera integral. Los recursos de CHEC se destinaron para la construcción de las redes de uso (Redes de Nivel de Tensión 1 y 2) (Redes Primarias, Subestaciones / Transformadores, Redes Secundarias) y los recursos de los Co-financiadores se destinaron para la construcción de las redes o instalaciones internas, acometida, medidor. El Comité de Cafeteros fue el ejecutor del Proyecto. Los cofinanciadores del Proyecto fueron:
Central Hidroeléctrica de Caldas - CHEC S.A. E.S.P.
Gobernaciones de Caldas y Risaralda.
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Alcaldías Municipales de ambos Departamentos.
Federación Nacional de Cafeteros.
Resguardos Indígenas y entidades privadas como ISAGEN.
Clientes Beneficiados.
La siguiente gráfica muestra la distribución de los aportes al Proyecto CIC2 por parte de c/u de los Co-Financiadores:
LOGROS: En el año 2015 se dotaron del servicio de energía eléctrica a 166 viviendas rurales de los departamentos de Caldas y Risaralda. En total en el proyecto, en su fase ejecutoria entre los años 2012 y 2015, se electrificaron 4.052 viviendas. A pesar de los logros obtenidos y haber cumplido la meta, durante en la ejecución del proyecto, se presentaron algunas dificultades debido a factores externos que ocasionaron retrasos en
el desarrollo del mismo y por momentos pusieron en duda el cumplimiento de los objetivos. Entre los aspectos más relevantes se tienen los siguientes:
Dificultades presupuestales de las gobernaciones de Caldas y Risaralda.
Dificultades presupuestales en diferentes Alcaldías.
Dificultades Presupuestales de los potenciales beneficiarios.
Por lo anterior se implementó un
Programa de Financiación en el marco del Plan de Financiación Social de CHEC (PFS), el cual otorgó créditos a largo plazo y proporcionó facilidades de pago para los clientes que por dificultades económicas no podían aportar los recursos que se requerían. Es satisfactorio mencionar que la meta de viviendas a electrificar en 2015 era de 114, pero gracias a la optimización de recursos se logró electrificar 166 viviendas, superando en 52 la meta establecida en el proyecto.
Con este proyecto CHEClogró la Universalización del servicio tanto en Caldas como Risaralda, por eso una vez finalizado el Proyecto CHEC Ilumina el Campo II (CIC2), la electrificación rural, para clientes nuevos y aquellos que no es posible interconectar a la red, seráasumida por el Programa Electrificación Rural incorporado a las labores propias de los procesos de la Subgerenciade Distribución. Para el año 2016 se tiene como meta electrificar aproximadamente 75 viviendas del sector rural de los departamentos de Caldas y Risaralda.
CHEC ILUMINA EL CAMPO II (CIC2) – EJECUCIÓN / INVERSIONES POR AÑOS
2012 2013 2014 2015
Número de instalaciones conectadas
1,319 1,546 1,021 166
Número de personas impactadas
6,595 7,730 5,105 830
COP millones invertidos en infraestructura
4,250 6,040 4,292 791
COP millones financiados 62 379 436 84
Electrificación rural (Cobertura) Para CHEC la electrificación rural es un asunto de alta prioridad. A través de todos los años de existencia de la empresa se han hecho proyectos y obras encaminadas a dotar del servicio de energía a la población rural y especialmente a la población de menores ingresos. Para esto ha realizado Alianzas Público – Privadas y desarrollado contratos y convenios, entre los cuales se destacan los Macro Proyectos CHEC Ilumina el Campo
(Fase I), desarrollado entre los Años 2004 al 2006, y CHEC Ilumina el Campo Fase II, desarrollado desde el año 2011 y finalizado en febrero del año 2015. Con estos proyectos se ha buscado tener los más altos índices de cobertura hasta lograr la “Universalización del servicio de energía”. Los programas o proyectos de electrificación rural emprendidos por CHEC tienen en su alcance la construcción de las redes de
distribución de energía eléctrica de nivel de tensión I y II requeridos para dotar del servicio de energía eléctrica a las viviendas. En los programas o proyectos no se incluye el sistema de medida e instalaciones internas de las viviendas ya que reglamentariamente no se pueden invertir recursos CHEC en las instalaciones de propiedad de los clientes. Por lo anterior, en los macro-proyectos como CHEC Ilumina el Campo se buscaron alianzas para gestionar y ejecutar los recursos necesarios para dotar e instalar el sistema de medida e instalaciones internas a las viviendas incluidas en los mismo, costos que fueron asumidos por los Co-Financiadores y/o los clientes beneficiados. Los programas / proyectos / obras de electrificación rural están dirigidos a dotar del servicio de energía a la población rural, principalmente a la población de menores ingresos / recursos, correspondientes a los estratos 1, 2 y 3. Actualmente en CHEC los Procesos encargados de atender la Población Sin Servicio de Energía son Clientes, a través del Programa Habilitación de Vivienda (HV), y una vez finalizado el Proyecto CHEC Ilumina el Campo II (CIC2), el Proceso Desarrollo de Proyectos de Infraestructura (Equipo de Trabajo Expansión y Reposición de Redes – SDL) a través del Programa Electrificación Rural. Ambos procesos pertenecientes a la Subgerencia de Distribución de Energía; los 2 programas de carácter permanente.
LOGROS: Con las viviendas dotadas del servicio de energía se pasa de una cobertura del servicio de energía rural del 94.37 % que se tenía antes del inicio del proyecto CIC2 a una cobertura aproximada del 99% al finalizar el mismo, logrando así la “Universalización del Servicio de Energía. El reto y compromiso a corto, mediano y largo plazo es mantener los índices de cobertura del servicio logrados.
El mantenimiento de redes de distribución implica que se esté vigilante frente al ciclo de vida de los activos de la empresa, es por ello que a través del establecimiento de metodologías de gestión de activos se ha determinado algunas acciones que impactan positivamente la disponibilidad del servicio público que se presta. Es por ello que el principal insumo para realizarlo de manera predictiva y preventiva parte de la inspección rutinaria y de las pruebas que se hagan sobre dichos activos. Se procede a la ejecución de planes anuales rutinarios para obtener la información que sirve de base para la intervención de los circuitos que distribuyen la energía en el área de cobertura. A continuación se muestran los resultados de las actividades rutinarias que se ejecutaron:
COMPARATIVO DE INSPECCIONES TERMOGRAFICAS
REGION CIRCUITOS
INSPECCIONADOS NODOS
INSPECCIONADOS NODOS CON FALLA
2013 2014 2015 2013 2014 2015 2013 2014 2015
1 41 29 42 366 1575 2121 28 144 93
2 71 22 21 812 1197 1188 69 148 74
Total 112 51 63 1178 2772 3309 97 292 167
Variación -30% -54% 23% 38% 135% 19% 37% 201% -43%
El plan predictivo ha venido
ejecutándose con muy buenos
resultados, luego de que en el año 2014
se dedicara un recurso exclusivo a la
actividad, lo cual permitió que se
atendiera una cantidad mayor de
circuitos y nodos. Los correctivos
aplicados a los nodos de falla
permitieron que se disminuyeran la
cantidad de fallas encontradas.
COMPARATIVO RECORRIDOS DE INSPECCION
REGION CIRCUITOS
RECORRIDOS LONGITUD EN KILOMETROS
APOYOS POR CIRCUITO
2013 2014 2015 2013 2014 2015 2013 2014 2015
1 52 54 50 2 432 2 365 1 932 31 629 12 361 13 111
0
20
40
60
80
100
120
2013 2014 2015
Circuitos Inspeccionados Termografía
Total
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
2013 2014 2015
Nodos Inspeccionados Termografía
Total
0
50
100
150
200
250
300
350
2013 2014 2015
Nodos con Falla
Total
2 85 48 51 3 156 2 150 2 150 28 848 13 301 12 480
Total 137 102 101 5 588 4 515 4 082 60 477 25 662 25 591
La inspección rutinaria se ha
constituido como una de las entradas
valiosas para diagnosticar el estado de
los circuitos, es por ello que desde años
atrás se ha venido mejorando el detalle
de las mismas y aunque la cantidad de
alimentadores y apoyos primarios
recorridos en el año 2015 es similar a la
del 2014, los kilómetros de red
inspeccionados disminuyeron.
REGION CIRCUITOS
INTERVENIDOS TRAMOS DE RED INTERVENIDOS
2013 2014 2015 2013 2014 2015
1 45 35 82 1463 1812 1849
2 53 53 92 946 852 1878
Total 98 88 174 2409 2664 3727
0
50
100
150
2013 2014 2015
Circuitos Recorridos
Total
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2013 2014 2015
Longitud en Kilómetros
Total
0
20000
40000
60000
80000
2013 2014 2015
Nodos Inspeccionados
Total
Las intervenciones forestales se
aumentaron tanto en cantidad de
circuitos como en tramos de red
intervenidos, debido a que se identificó
que es la primera causa de falla de los
circuitos.
EMPLEOS DIRECTOS GENERADOS
CONTRATO 2013 2014 2015
ACTIVIDADES FORESTALES 25 25 24 SUBREGION CENTRO 50 44 47 SUBREGIONES NORTE Y NOROCCIDENTE
48 55 58
SUBREGIONES SUR Y SUROCCIDENTE 54 55 53 SUBREGION ORIENTE 47 48 48
TOTAL 224 227 230
La cantidad de empleos directos
generados a través de los contratos de
ejecución de actividades de
mantenimiento se relacionan en el
cuadro anterior, observando la
importante incidencia que tienen en la
generación de empleo de las diferentes
regiones de nuestra área de cobertura.
GESTIÓN DE PQTs
REGION 2013 2014 2015
REGION 1 3258 1361 2120
REGION 2 1079 1039 1138
REGION 3 1475 1073 979
REGION 4 1547 2209 2655
TOTAL 7359 5682 6892
0
50
100
150
200
2013 2014 2015
Circuitos Intervenidos
Total
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
2013 2014 2015
Tramos de Red Intervenidos
Total
Las solicitudes técnicas son los
requerimientos que realizan los
diferentes usuarios del servicio de
energía en relación con la
infraestructura eléctrica y de los
cambios que se requieran por el
crecimiento en la infraestructura física
de los clientes e incluso de los planes
de ordenamiento de los municipios en
donde la empresa interactúa. El
aumento de las mismas en el año 2015,
refleja el crecimiento de algunas
regiones en las que se tiene presencia,
dado que ante la modificación del
entorno físico en el que se tienen
instaladas las redes obligatoriamente
existirá una solicitud para la
modificación de la configuración de la
red de distribución. Otra parte de las
solicitudes está relacionada al
mejoramiento de las instalaciones de
CHEC, dado el envejecimiento que
tienen en algunos sectores.
MESAS ZONALES
2013 2014 2015 SOLICITUDES REALIZADAS 1767 1257 954
SOLICITUDES TECNICAS 740 801 762 % TECNICAS 41,88% 63,72% 79,87%
CANTIDAD DE REUNIONES 66 66 64 PERSONAS ASISTENTES 1912 2121 2205
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
2013 2014 2015
GESTION DE PQT´s
TOTAL PQT´s
Continuando con el compromiso de
mejorar el servicio prestado, durante el
año 2015 se participó de todas las
reuniones programadas en el marco
del programa Mesas Zonales, donde se
atendieron las inquietudes de la
comunidad en cuanto a las posibles
falencias de las redes de energía.
Solicitudes que en su mayoría
correspondieron a remodelación o
reposición de redes.
La vinculación es el proceso por el cual se ofrecen soluciones a los clientes con el fin de que tengan acceso y disfrute del servicio de energía. El acceso al servicio implica la disponibilidad del servicio cumpliendo la regulación y la normatividad, a través de soluciones técnicas y comerciales que faciliten la conexión de los clientes. Dentro de las actividades de vinculación se ofrecen 3 servicios: 1. Revisión de proyectos eléctricos:
Para clientes con cargas de
mediana y alta complejidad (edificios, urbanizaciones, centros comerciales, industrias, etc.) los cuales requieren cumplir con unas etapas de aprobación antes de realizar la conexión del servicio.
2. Servicios nuevos: para clientes con cargas de menor complejidad, generalmente servicios residenciales unifamiliares o bifamiliares, locales comerciales de baja carga que realizan la solicitud en las oficinas de atención de CHEC.
3. Habilitación de Vivienda (HV): es un esquema de vinculación que proporciona financiación de los valores de conexión y, en algunos casos, de las redes internas; está dirigido principalmente a los
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2013 2014 2015
Mesas Zonales
SOLICITUDES REALIZADAS SOLICITUDES TECNICAS
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estratos 1 y 2 , con el fin de facilitar el acceso a los servicios públicos
Durante el año 2015 atendimos 20196 pedidos asociadas a vinculación de
clientes, en la siguiente gráfica se muestran los tipos de solicitud recibidas durante el año:
Como acción destacada del 2015 logramos superar la meta de vinculación de clientes de 10850 al conectar 11866 clientes nuevos al servicio de energía discriminados de la siguiente manera:
10187 clientes a través de atención proyectos de conexión y servicios nuevos. 9249 (91%) clientes en la zona urbana y 938 (9%) en la zona rural del área de cobertura.
1679 clientes a través del programa Habilitación de Vivienda. 1475 (80%) clientes en
la zona rural y 370 (20%) en la zona urbana del área de cobertura.
El valor de las financiaciones otorgadas
a los clientes para facilitar el acceso al
servicio fue de 1.878 millones de pesos,
en proyectos de conexión/servicios
nuevos y de 1.150 millones depesos en
habilitación de vivienda
A continuación la evolución de las vinculaciones en los periodos 2012 a 2015
Programa Vinculaciones
2012 2013 2014 2015
Vinculaciones por proyectos de conexión/Servicios Nuevos
8579 8818 10067 10187
356 1928
512 1004 1127
12930
2339
20196
Dis
po
nib
ilid
ad
es
Fa
ctib
ilid
ade
s
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vo
s
Ve
rifica
cio
nes H
V
To
tal
Pedidos atendidos 2015
Vinculaciones por Habilitación de Vivienda (HV)
1573 895 1878 1679
Total 10152 9713 11945 11866
Es común que se presenten casos de negación del servicio debido a viviendas que se construyen sin cumplimiento de la ley 1228 (fajas de retiro obligatorio), viviendas declaradas en zonas de alto riesgo o zonas de protección ambiental y alta inversión en redes para llevar el suministro de energía.
Para el año 2016 nuestra meta es vincular a 12.072 clientes nuevos a nuestros sistema
Compra de activos Esta actividad consiste en adquirir la propiedad de los activos eléctricos de distribución construidos por terceros con el fin de disponer de:
Mayor control técnico y administrativo
Mejor prestación y continuidad del servicio.
Garantizar la optimización y operación del sistema
Expansión del sistema y accesibilidad a la electrificación rural.
Adicionalmente poder incrementar la rentabilidad del negocio de Distribución y garantizar la continuidad en el tiempo. Para los clientes también se presenten beneficios como son el ahorro en el mantenimiento, reparación de daños y reposición de equipos, la destinación
de lo obtenido con la venta de los activos al desarrollo de diferentes proyectos que requiera la Copropiedad. Durante el 2015 se implementaron estrategias para dar a conocer a la comunidad en general de la gestión de compra de activos eléctricos:
Acompañamiento a eventos de Camacol, en donde se realizó divulgación de la oferta de compra de activos existentes con administradores de copropiedades.
Reuniones con administradores de copropiedades en donde se promovía la venta de activos.
Acompañamientos en reuniones de concejo de las copropiedades, con el fin de aclarar las dudas que se pudieran tener de la oferta realizada y que se llevaría a decisión de la asamblea.
Asistencia a las asambleas de las copropiedades.
Acompañamiento y asesorías a las constructoras de la región.
Como acción destacada del 2015 logramos realizar una inversión de 597 millones de pesos en la compra de activos a través de contratos de compra de activos y compra de bien futuro:
34 contratos de compra de activos con un monto total de
530 millones de pesos con 1.195 usuarios impactados.
Liquidación de dos contratos de Bien futuro por valor de 67 millones de pesos y 125 usuarios impactados.
Se tramitaron 23 contratos de cesión de activos
Para 2016 se destinaron recursos por valor 634 millones de pesos para continuar con esta estrategia, continuando con la difusión del programa ante constructoras y copropiedades.
Alquiler de infraestructura CHEC presta el servicio de alquiler de infraestructura eléctrica (torres, postes, ductos subterráneos y espacios) en los departamentos de Caldas y Risaralda a excepción de Pereira, a los prestadores
del servicio de telecomunicaciones y a los operadores de televisión que requieran acceder y hacer uso de dicha infraestructura. Desde finales del año 2014, el proceso de Atención Técnica Clientes está encargado de gestionar su operatividad administrativa y comercial en aspectos como:
• Facturación y Gestión de Cartera
• Condiciones y manejo contractual. Normalización
• Coordinación de la operación administrativa y técnica entre cliente y CHEC.
• Gestión de inventarios, • Cálculos de Tarifas
Este servicio genera importantes ingresos para CHEC, a continuación se relacionan los valores recaudados por estos conceptos:
Inversión Alquiler de Infraestructura
Total COP Millones
2012 2013 2014 2015
4.315 5.441 5.509 5.534
Total Impactados
2012 2013 2014 2015
39 40 43 46
Se presenta un leve incremento en el año 2015, respecto del año 2014, debido a la aplicación de la resolución 4245 de
2013, por cambio en las tarifas aplicadas en los contratos. Clientes actuales:
Normatividad: • Resolución CREG 063 de junio 14 del 2013: Por la cual se establecen las condiciones de calidad, operación y mantenimiento de la infraestructura del sector de energía eléctrica que deben observarse para la celebración y en la ejecución de los acuerdos de compartición de infraestructura eléctrica para la prestación de servicios de telecomunicaciones y de televisión.
• Resolución CRC 4245 de junio 25 del 2013: Por medio de la cual se definen condiciones de acceso, uso y remuneración para la utilización de la infraestructura del sector de energía eléctrica en la prestación de servicios de telecomunicaciones y/o de televisión, y se dictan otras disposiciones.
Las metas y retos para 2016 son:
Lograr ingresos superiores a COP 5 900 millones, optimizando los inventarios de alquiler de infraestructura
Dar inicio a la sistematización y la actualización de inventarios con las empresas de telecomunicaciones
Lograr que todos los contratos de alquiler de infraestructura estén bajo la nueva minuta de contratación.
Realizar seguimiento y control permanente a la cartera con las empresas comerciales para que esta no supere los 90 días
Portafolio de servicios
123-08 TELMEX HOGAR
UJ-073-12 GLOBAL TV TELECOMUNICACIONES (CABLE VISTA CALDAS)
142-08 COMCEL
UJ-075,12 COMCEL
038-14 UNE EPM TELECOMUNICACIONES (TELCO S.A.)
037-2008-109-2008 ETP
UJ.072-12 INVERSIONES KING CLUB
010-06 SOCIEDAD ALFA TV
UJ.011-14 MEDIA COMMERCE
010-11 TELECAFE
017-11 TELECAFE
053-12 TV AZTECA
UJ-068 GAS NATURAL FENOSA
UJ,031-13 AGUAS DE MANIZALES
UJ,045-13 GLOBAL AST S.A.S
UJ-059-13 MANIZALES SEGURA
UJ-010-14 EDATEL S.A. E.S.P.
145-05 RAYOVAC VARTA
COLOMBIA MOVIL S.A.
124,08EMPRESA DE TELECOMUNICACIONES DE SANTAFE DE
BOGOTA ETB
UJ-012.14 INTERCONEXION TV SAS
S.G. 019.15 INTERNEXA S.A. (ISA)
No. CONTRATO NOMBRE EMPRESA
CHEC ha estructurado un portafolio de servicios con el cual busca brindar a nuestros clientes una atención integral asociada al suministro de energía eléctrica en sus instalaciones, desde el proceso de distribución, transformación y uso final, brindando un completo soporte técnico con criterios de eficiencia y calidad que garanticen la correcta operación y funcionamiento de sus sistemas eléctricos. Actualmente préstamos los servicios a través de aliados estratégicos, buscando ampliar nuestra cobertura a precios competitivos, con firmas de trayectoria y experiencia que garantizan resultados de alta calidad, característica por la cual nos hemos destacado en estos servicios. CHEC ofrece a través de sus aliados estratégicos el portafolio de servicios técnicos especializados conformado por cuatro grupos y actividades: 1. Diseños eléctricos, construcción de
proyectos eléctricos y construcción de obras civiles asociadas a proyectos eléctricos:
Diseños eléctricos. Diseños y especificaciones técnicas de proyectos eléctricos y de telecomunicaciones.
Construcción de proyectos eléctricos. Hacen parte las siguientes actividades: Montaje de subestaciones,
redes de distribución en media y baja tensión y subsistemas asociados a
instalaciones eléctricas internas.
Montajes eléctricos industriales.
Ejecución de proyectos relacionados con alumbrado público y exterior.
Montaje y desmontaje de transformadores.
Suministro de materiales.
Diseño y construcción de obras civiles asociadas a proyectos eléctricos. Hacen parte las siguientes actividades:
Cálculo mecánico de
estructuras. Diseño y construcción de
canalizaciones subterráneas para redes eléctricas.
Cálculo estructural para cimentación de apoyos de baja y media tensión y subestaciones.
Suministro de mano de obra, materiales y equipos, para las obras civiles asociadas a los proyectos eléctricos
2. Mantenimiento de Instalaciones
Eléctricas para clientes CHEC: Mantenimiento de
subestaciones y redes de distribución de energía de media y baja tensión.
Mantenimiento de equipos e instalaciones eléctricas
Adecuación de instalaciones eléctricas de acuerdo al RETIE
Mantenimiento Subestaciones
Análisis Termográfico de
equipos Análisis de aceite a
transformadores Pruebas eléctricas a
transformadores y equipos
3. Estudios Eléctricos y Consultoría:
Estudio de calidad de la potencia.
Análisis de cargas en instalaciones de uso final.
Estudios de compensación capacitiva.
Estudios de sistemas de iluminación.
4. Certificaciones RETIE:
Certificaciones de conformidad RETIE para
transmisión, distribución, transformación y uso final.
Inspecciones a instalaciones eléctricas sin fines de certificación
En estos cuatro años de prestación de servicios de portafolio técnico, nos hemos posicionado con los clientes industriales y destacados como una empresa que brinda soluciones oportunas, confiables y a precios competitivos a las diferentes solicitudes técnicas que nos efectúan. Durante elaño 2015 préstamos nuestros servicios a 49 clientes en los grupos de mantenimiento, diseños, construcción de proyectos eléctricos, estudios de calidad de potencia y certificaciones Retie.
Costo Portafolio de servicios Total COP Millones
2012 2013 2014 2015
500 574 348 474
Total Impactados
2012 2013 2014 2015
91 87 77 49
Fuentes: JDE, Control de cotizaciones
Comparativamente con el año 2014, se presentó mayor ejecución, debido a la realización de un proyecto de un cliente del Mercado No Regulado, para la construcción de una subestación eléctrica 1250 KVA en sus instalaciones internas y a los trabajos efectuados de Mantenimiento a diferentes clientes.
:
Lograr un grado de
satisfacción superior al 90%
con los clientes a los cuales
les ejecutamos trabajos a
través del portafolio de
servicios
Cumplir entre el 95 - 100% el
presupuesto asignado al
portafolio de servicios para
el año 2016
Promocionar el portafolio de
servicios con clientes que
tengan consumos
superiores a 20.000 Kwh,
incluyendo clientes del
mercado no regulado de
otros comercializadores
La gestión de pérdidas aplica para mantener o reducir las pérdidas de energía, con el fin de aportar a la sostenibilidad de la Empresa, estableciendo los planes y metas. Propone, ejecuta y evalúa las estrategias y procedimientos para el direccionamiento y ejecución de acciones encaminadas a reducir o mantener el nivel de pérdidas. El proceso Pérdidas de energía es el responsable por la gestión de las pérdidas de energía en el sistema de distribución de CHEC. Hemos cumplido la meta, en la gran palanca de valor de recuperación de pérdidas de energía, al ubicar las mismas en 9.40%, muy cerca de los niveles reconocidos por el regulador; con unas inversiones asociadas de COP 26 mil millones y una reducción de 0,76% en el indicador en los últimos tres (3) años. Lo anterior nos ha permitido recuperar vía tarifaria el 98%
de las pérdidas actuales, todo apostándole a la sostenibilidad. La gestión en términos de cifras entre diciembre de 2012 y Diciembre de 2015 se resumen así: El indicador de pérdidas del O.R pasó del 10,16% al 9.40% Dificultades en la gestión: Fortalecer las relaciones y los planes de acción en aquellas comunidades como las zonas mineras a lo largo del río cauca y municipios con alto grado de rechazo hacia las acciones técnicas del control de pérdidas para lograr su compromiso con la legalidad en el uso de la energía eléctrica Darle continuidad y fortaleza al programa de denuncias por uso indebido de la electricidad, como mecanismo de ley para coadyuvar en la gestión de las perdidas. Planear e implementar soluciones rentables, efectivas y sostenibles para la reducción de pérdidas en zonas apartadas y zonas rurales con gran dispersión de pérdidas Retos: Continuar con la ejecución del programa de gestión y control de pérdidas de energía, integral y sostenible para reducir el nivel de pérdidas a un indicador de 8,47% al 2021, con una reducción en unidades de energía igual a 12 GWh-año, en un período de inversiones de cinco (5) años.
G4-EU12
Las inversiones para las acciones de reducción en los próximos cinco (5) años ascienden a los COP 33.685 millones
El plan de reducción contiene
dimensiones internas y externas que
apalancarán la sostenibilidad del
indicador, entre las cuales serán la
generación de una cultura de legalidad
en el grupo de interés clientes
mediante campañas educativas,
alianzas con otras instituciones,
denuncias penales, acompañamiento
gestión social y planes de
comunicación y educación internos.
La gestión en términos de cifras entre diciembre de 2004 y diciembre de 2015 se resumen así: El indicador de pérdidas del O.R pasó del 23.39% al 9.40%, lo cual representa una reducción de 13.99 puntos porcentuales con unas inversiones asociadas de COP 132 mil millones y un sostenimiento del indicador por debajo de un digito.
Comportamiento del indicador de
pérdidas año 2015
Para el 2015 continuamos durante todo el año por debajo de la meta establecida para el operador de red la
cual para el mes de Diciembre era de 9,47%, y esta llegó a 9,40%, cumpliendo con la meta establecida. La grafica 2 muestra las curvas de los indicadores de pérdidas obtenidos mes a mes para el OR durante los últimos tres (3) años y la senda del 2015.
23.39%
9.59%
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
25.00%
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Perdidas OR CHEC
Grafica 2. Indicador de Pérdidas Operador de red (%) tres años
Perdidas en macro medidores.
La macro medición como herramienta fundamental dentro de las estrategias para la reducción de pérdidas de energía, permite direccionar y
determinar la evolución de las pérdidas de energía en los transformadores que tenemos balances de energía. En el periodo Diciembre 2014 Octubre 2015 hemos obtenido una reducción de 3.32 Gwh-año
10.36%
10.22% 10.20%
10.30%
10.03% 9.98%
9.94% 9.87%
9.75%
9.62%
9.10%
9.35%
9.05%
9.35%
9.17%
9.38%
9.16%
9.35%
9.24%
9.33%
9.16%
9.42%
9.59% 9.57% 9.53%
9.46% 9.48%
9.37% 9.41% 9.40%
9.29% 9.36%
9.45% 9.48%
9.29%
9.40%
9.59% 9.47%
8.00%
9.00%
10.00%
11.00%
en
e-1
3
feb
-13
ma
r-1
3
ab
r-1
3
ma
y-1
3
jun
-13
jul-
13
ag
o-1
3
se
p-1
3
oct-
13
no
v-1
3
dic
-13
en
e-1
4
feb
-14
ma
r-1
4
ab
r-1
4
ma
y-1
4
jun
-14
jul-
14
ag
o-1
4
se
p-1
4
oct-
14
no
v-1
4
dic
-14
en
e-1
5
feb
-15
ma
r-1
5
ab
r-1
5
ma
y-1
5
jun
-15
jul-
15
ag
o-1
5
se
p-1
5
oct-
15
no
v-1
5
dic
-15
Indicador de pérdidas del operador de red . Meta Indicador de pérdidas del operador de red .
Pérdidas por Instalación
Con la macro medición, se logra también determinar las pérdidas por
instalación, para Diciembre de 2015 llegamos al valor más bajo históricamente igual a 11,34 kWh-mes por cada cliente
Grafica 4 Evolución perdidas por instalación
Evolución indicador de validez en macro medición
Se tiene para octubre 2015 un indicador de 97,24% teniendo como meta final
para el indicador de validez 97,38% para el mes de diciembre del 2015.
TABLA 1. INDICADORES DE VALIDEZ
AÑO 2015
ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15
META 96,45% 96,53% 96,62% 96,70% 96,79% 96,87% 96,96% 97,04% 97,12% 97,21% 97,29% 97,38%
REAL 97,10% 96,64% 97,18% 97,20% 97,06% 97,28% 97,35% 97,61% 97,85% 97,24%
Programa de gestión y control de pérdidas 2015-2020
Para el año 2015 se cumple el primer año de ejecución del programa de gestión y control de pérdidas de
energía, integral y sostenible para reducir el nivel de pérdidas a un indicador de 8,47%, con una reducción en unidades de energía igual a 12 GWh-año, en un período de inversiones de cinco (5) años.
11.80 11.79
11.63 11.68
11.47 11.51
11.34
11.10
11.20
11.30
11.40
11.50
11.60
11.70
11.80
11.90
kW
h/m
es
Periodo
PÉRDIDAS POR USUARIO
En las tablas 2 y 3 se resume el cumplimiento de las metas del 1er año
y la senda para los próximos año
SEGUIMIENTO A LA REDUCCIÓN
AÑO META REAL % EJECUCION
2015 1,13 1,34 119%
2016 2,30
2017 2,48
2018 2,48
2019 2,48
2020 1,14
TOTAL 12,00 1,34
Tabla 2 Reducción CHEC años 2015-2020 en Gwh-año
ÍNDICE DE PÉRDIDAS DEL OR [%]
CHEC
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5
2015 2016 2017 2018 2019 2020
META 9.47% 9.26% 9.03% 8.81% 8.59% 8.47%
REAL 9,40%
Tabla 3 Indicador de Pérdidas de OR años 2015-2020
Plan Operativo e Inversiones 2015
El plan operativo de las tablas 4 y 5 contienen todas las actividades de Control y Reducción respectivamente que se realizan directamente sobre las
redes de distribución y las instalaciones de los usuarios con el fin de mitigar la reincidencia al fraude y reducir pérdidas No-Técnicas. Las cifras se expresan en cantidad de usuarios impactados
Revisiones Control
Programado (unidades)
80 004
Ejecutado (unidades)
81 054
Porcentaje 101%
Efectividad Programado 8 728
(Irregularidades + Normalizaciones)
(unidades)
Ejecutado (unidades)
9 601
Porcentaje 110%
Cambio de Medidores
Programado (unidades)
4 560
Ejecutado (unidades)
5 036
Porcentaje 110%
Revisiones Industria
Programado (unidades)
900
Ejecutado (unidades)
1 321
Porcentaje 147%
GESTIÓN SOCIO – AMBIENTAL DEL
DISTRIBUIDOR
El acompañamiento social al negocio de Distribución busca propiciar en los 40 municipios del área de influencia CHEC, el acercamiento y la corresponsabilidad entre empresa y comunidad, en el marco de las intervenciones propias del negocio, a través de procesos de información, negociación y concertación, que permitan la viabilización de las acciones técnicas y promoción de cambio en actitudes y comportamientos frente a la prestación del servicio de energía eléctrica. La Gestión Social se enfoca en los procesos de acompañamiento a la operación del negocio en sus diferentes componentes Atención Técnica de Clientes, Control de Pérdidas de Energía, Mantenimiento de Redes Eléctricas, Expansión y Reposición de Redes; así como en la implementación de proyectos sociales para la Generación de Confianza y en la
generación de mecanismos de relacionamiento con diferentes grupos de interés basadas en el diálogo, la respuesta a compromisos y la rendición de cuentas como lo son las Mesas Zonales, y los encuentros de Hablando Claro. Desde esta perspectiva los actores sociales juegan un papel determinante en el acercamiento que se busca desde la empresa, siendo ellos quienes facilitan el encuentro empresa- cliente, es así, como se busca propiciar en los actores involucrados, acciones ciudadanas a partir de información clara y oportuna, sobre los trabajos técnicos, facilitando la viabilización de procesos y la aceptación de cambios frente al servicio de energía eléctrica.
A continuación se relaciona las inversiones realizadas durante el año 2015 e históricas.
GLOSARIO
HV: Habilitación de Vivienda
CIC2: CHEC Ilumina El Campo fase dos
RETIE: Reglamento técnico de instalaciones eléctricas
OR: Operado de Red
2012 2013 2014 2015
DISTRIBUCION DE ENERGÍA
PT-DI-03-05-001 - Adquisicion equipos redes 6,435,574 100,920,000 0 0
PT-DI-08-03-001 - Adquisicion transformadores 972,516,495 979,510,334 988,750,811 676,611,528
PT-DI-03-07-001 - Adquisicion transformadores de Expansion 246,444,282 328,171,218
PT-DI-09-01-001 - Compra de activos a terceros 17,546,564 28,943,436 114,494,087 597,346,769
PT-DI-03-03-001 - Expansion redes urbanas media y baja tension 2,163,034,596 3,395,288,510 2,796,932,692 3,476,333,256
PT-DI-03-12-001 - Optimizacion de la calidad 402,215,235
TOTAL EXPANSION 2,433,461,016 3,853,323,164 3,028,577,882 4,073,680,025
PT-DI-03-06-001 - Proyecto expansion cobertura rural 4,250,226,705 6,142,000,634 4,292,245,095 865,397,564
PT-DI-03-04-001 - Remodelacion y reposicion redes de distribución 10,858,464,101 12,037,343,637 9,823,674,363 9,774,081,015
PT-DI-04-01-001 PERDIDAS 6,910,776,871 2,910,312,100 670,012,856 4,718,512,855
PT-DI-08-12-004 EQUIPOS COMUNICACIONES PARA LA CONEXION DE RECONECTADORES 117,151,103
VALOR ($COP)
La subgerencia de Subestaciones y Líneas es responsable de definir las políticas de mantenimiento, reposición y modernización de equipos asociados a las subestaciones de CHEC, entre los que se encuentran equipos de potencia, equipos de control y protección y las líneas de Transmisión y distribución en los niveles de tensión 33 kV y 115 kV. Además de participar activamente en las pruebas de puesta en servicio de nuevos equipos que entran a ser parte del sistema y en la revisión, verificación y aprobación de la ingeniería de detalle de nuevos proyectos. Todo esto se realiza través de un adecuado cumplimiento de los planes de acción en la gestión del mantenimiento y del presupuesto entregado con el fin de obtener que los activos del sistema continúen prestando los servicios para los cuales fueron adquiridos. Así mismo, se vigila que el mantenimiento se realice con las técnicas adecuadas para garantizar la disponibilidad y confiabilidad de los activos con criterios de eficiencia, eficacia, efectividad, responsabilidad ambiental y social aplicando el mejoramiento continuo. Para ello, se basa en la optimización de la gestión de activos buscando estrategias que permitan eliminar o minimizar la ocurrencia de falla y disminuir las consecuencias de las mismas, apalancándose en la utilización de herramientas, métodos y recursos humanos que permitan
obtener una confiabilidad del sistema eléctrico. Así mismo busca fortalecer la gestión de proyectos teniendo un recurso humano especializado en la ejecución de las labores y suministrando productos y servicios que respondan a las necesidades y expectativas de los clientes, logrando así una excelencia operacional en la prestación del servicio de energía posibilitando que los usuarios desarrollen sus actividades cotidianas sin contratiempos generando así progreso y desarrollo en la región. De igual manera para dar cumplimiento a los planes de mantenimiento donde se integran los programas de mantenimiento preventivos, predictivos y planes de reposición de equipos; la subgerencia cuenta con grupos especializados para cada uno de los frentes de trabajos que atienden los diferentes equipos o componentes que conforman el Sistema de Transmisión Regional (STR) y Sistema de Distribución Loca (SDL). Así mismo cuenta con un laboratorio de aceites en las instalaciones de CHECdonde se verifica en un tiempo mínimo el análisis de las características físicas, eléctricas y químicas del aceite, análisis de cromatografía, con el fin de analizar la condición del aceite y programar las medidas preventivas (reacondicionamiento) o correctivas (cambio), un laboratorio de medidores el cual se encuentra acreditado para la calibración y ensayo de medidores de energía eléctrica, desde el año 2003. El objetivo del laboratorio es garantizar la exactitud de las mediciones, para
mantener las relaciones transparentes y de mutuo beneficio entre CHEC y sus clientes. El laboratorio cuenta con personal, equipos e infraestructura que cumple con estándares internacionales y que se somete a vigilancia periódica por parte del ONAC. Para el año 2015 entre el 1 de enero y el 30 de noviembre de 2015, se procesaron 20746 medidores y un laboratorio de transformadores cuyo objetivo es de informar sobre el avance del diagnóstico de transformadores de distribución fallados, informar sobre el avance de la realización de pruebas dieléctricas a elementos de protección personal, informar sobre el avance de la toma de muestras de aceite de transformadores fallados para análisis de PCBs, dar a conocer el avance y estado actual del contrato de toma de muestras de aceite de transformadores en poste con el contrato de Jorge Uriel Montoya, informar la ejecución del presupuesto. Todo esto se lleva a cabo con el objetivo de lograr que los activos de distribución y transmisión tengan una alta disponibilidad, confiabilidad y continuidad de la prestación del servicio de energía, haciendo una oportuna y eficiente evaluación y gestión de los riesgos los cuales pueden conllevar a tener problemas para la prestación del servicio de energía y afectación de los activos del sistema de potencia, así mismo buscando estar a la vanguardia de las grandes empresas en la planeación y ejecución y en el mejoramiento continuo del mantenimiento.
Uno de los retos del año 2015 fue el cumplimiento de ejecución del presupuesto de inversión por la suma de 7.265 millones de pesos, el cual contiene iniciativas en expansión, reposición de los activos del Sistema de Transmisión Regional (STR) y sistema de Distribución Local (SDL) que permiten mejorar la calidad y la confiabilidad del sistema garantizando la atención de la demanda de energía. El cumplimiento del plan de inversiones alcanzó un 95% en ejecución presupuestal, logrando así cumplir con los planes de contratación previstos para para el año 2015 Este cumplimiento demuestra el compromiso de los equipos de trabajo en tener un sistema en óptimas condiciones, aportando así a la sostenibilidad del negocio garantizando la disponibilidad y confiabilidad de los activos con criterios de eficiencia, eficacia y efectividad.
El sistema eléctrico está conformado por equipos y elementos eléctricos que por su disposición y construcción
pueden presentarse innumerables causas o posibilidades de falla o desgaste de estos, afectando así el funcionamiento de una subestación teniendo como consecuencia una afectación de la prestación del servicio de energía a los usuarios finales. Para ello se debe tomar las acciones necesarias para obtener una adecuada gestión del mantenimiento de una subestación y de las líneas de transmisión que minimice sus costos y maximice su eficiencia. Tomando en cuenta esto, la subgerencia de subestaciones y líneas en el año 2015 para minimizar los riesgos en la afectación de los equipos críticos en una subestación como Transformadores de Potencia, Interruptores, seccionadores, DPS, Transformadores de Corriente, Transformadores de Potencial, Líneas de Distribución en los niveles de 33 Kv y 115 kV entre otros, diseñó un plan de mantenimiento teniendo en cuenta la maximización de los ingresos operacionales cumpliendo los indicadores de calidad del servicio, definiendo la criticidad de los equipos y sobre todo analizando las necesidades particulares de los clientes y subestaciones, así mismo implementó varias de las propuestas de los proyectos de grado de los profesionales en gestión de activos del programa de formación interno desarrollado en CHEC. Las nuevas prácticas implementadas de acuerdo con lo propuesto en los proyectos se han enfocado a revisión y modificación de nuevos criterios y rutinas de mantenimiento para una mejor preservación y utilización de los activos.
De igual manera se dio continuidad a la realización de las actividades de trabajo en caliente en las subestaciones en el nivel de 33 kV y se comenzó a explorar la posibilidad de trabajar con esta técnica en el nivel de 115 kV con unos trabajos piloto ejecutados en la subestación Esmeralda, apoyados por la empresa ESSA.
Dado los nuevos requerimientos regulatorios que le exigen a CHEC continuar con el análisis de pérdidas de energía, la Subgerencia de Subestaciones y Líneas aportándole a esta iniciativa, continuo con el montaje de equipos de potencia, medida y comunicaciones en las subestaciones de Pueblo Rico, Santa Cecilia, Anserma, Salamina, Ínsula, Villamaría, Neira y Peralonso.
Para garantizar la confiabilidad y disponibilidad del servicio de Distribución y Transmisión de energía, CHEC debe mantener en óptimo funcionamiento todos los equipos que conforman el Sistema de Transmisión Local (STL) y del Sistema de Distribución Local (SDL), por esto resulta necesario el reemplazo de aquellos elementos que de acuerdo a su análisis lleguen al final de su vida útil o que por la configuración de la subestación, no cumplen con las condiciones de confiabilidad y flexibilidad para prestar un servicio con calidad y seguridad, es por ello que en
el año 2015 se ejecutaron proyectos como:
Reposición de Equipos de Potencia Subestación Neira
Reposición de Equipos de Protección Subestación Armenia y Dorada Es de interés prioritario para la Subgerencia de Subestaciones y Líneas, realizar una actualización tecnológica de equipos de control, protección y medida que brinden una mayor fiabilidad, seguridad y confiabilidad del Sistema de Transmisión Local (STL) y Sistemas de Distribución Local asociadas a las subestaciones Armenia y Dorada. Por esto, se iniciado un plan de reposición de 40 IED´s con las aplicaciones de nuevas tecnologías y nuevas herramientas de automatización que permiten aportar a la mejora de la continuidad del servicio en los Municipios de la Dorada, Florencia, Norcasia y del Departamento de Quindío.
Reposición de Transformadores de Instrumentos en Subestación Armenia Con la nueva conexión al STN de la subestación Armenia, la Subgerencia de Subestaciones y Líneas considero el cambio de los transformadores de instrumentos de las bahías de 115 kV, para brindar una mayor fiabilidad, seguridad y confiabilidad en la operación de los sistemas de protección de esta subestación frente a la entrada de este nuevo proyecto que mejora confiabilidad eléctrico del Departamento del Quindío.
Los anteriores proyectos buscan mejorar la calidad del servicio y por ende mejorar el esquema de incentivos y compensaciones que actualmente el regulador colombiano tiene considerado bajo modelo tarifario y los cuales se reflejarán en el cargo por distribución y los gastos AOM.
Debido a visitas realizadas en el año 2014 por la superintendencia de servicios públicos domiciliarios (SSPD) y por la compañía de seguros, donde recomendaron realizar algunas adecuaciones en el estado actual de la infraestructura física de las subestaciones; en el año 2015 se siguió implementando los planes de mejora en aras de cumplir con dichos informes. La implementación de estos planes de mejora conllevó a realizar contratos de obra civiles cuyas actividades consistieron en la reparación de tapas de cárcamos, cárcamos, cámaras, reposición de triturado, construcción y/o mantenimiento de fosos de transformadores, construcción de trampa de grasas, construcción de cerramientos en mampostería y estabilización de terrenos donde se ubican las subestaciones o las redes existentes. Así mismo se dio por cumplida 120 observaciones de las 125 de las que se tenían programadas cumplir en el plan de acción entregado a la SSPD en el año 2015. Las subestaciones intervenidas fueron: La Dorada, Peralonso, Enea, Hermosa, Chipre, Chinchiná y Alta Suiza.
Durante el año 2015 se realizaron los estudios de diagnóstico estructural de las edificaciones de ocho de las principales subestaciones de potencia del sistema CHEC, Enea, Peralonso, Armenia, Ínsula, Irra, Villamaría, Aránzazu y La Rosa. La ejecución de las obras de reforzamiento se ejecutara en la vigencia 2016 con el fin de mitigar riesgos para esas edificaciones y ajustarse además al cumplimiento de la norma NSR - 10.
De acuerdo con la nueva estructura definida con el proyecto EPM sin fronteras a partir del primero de septiembre de 2014 y los ajustes que se han realizado desde allí para la conformación de los equipos de trabajo, para la vigencia 2015 la subgerencia de subestaciones y líneas consolidó los nuevos equipos y su integración al resto de la organización. La consolidación de los equipos comprendió en el empoderamiento para el cumplimiento de los objetivos a través de un ambiente de confianza y en coherencia con los valores de la organización, teniendo en cuenta aspectos de seguridad, ambientales y de responsabilidad social con todos los grupos de interés, para ello cada gestor
realizó sus grupos primarios como estrategia de comunicación.
Como eje fundamental para el funcionamiento de la organización, se trabajó en la incorporación en los procesos las políticas y los lineamientos del sistema de gestión integral en la integración de los sistemas de gestión ISO 9001, 14001 y OSHAS 18001. Para ello se intensificó en la implementación de prácticas seguras y de acciones ambiental y socialmente responsables. Su implementación, se realizó mediante el despliegue de programas de formación y sensibilización del direccionamiento estratégico, normatividad ambiental y seguridad industrial para todo el personal. De otra parte, cada uno de los programas y proyectos se manejaron con referencia a los sistemas de gestión y teniendo en cuenta las políticas y las estrategias definidas por la organización
Las actividades realizadas por el laboratorio, entre el 1 de enero y el 30 de noviembre de 2015, representaron COP 388 millones, valoradas de acuerdo a los precios de la circular de trabajos a terceros.
Anteriormente las pruebas de EPP se realizaban de forma automática pero con lectura visual de los resultado, se guardaba manualmente los resultados en la base de datos, se llenaba
41.6
30.0
51.0 49.8
32.4
24.5
37.4
28.4
17.9
45.9
33.2
37.7
$ -
$ 10.0
$ 20.0
$ 30.0
$ 40.0
$ 50.0
$ 60.0
DIC
IEM
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2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015
Valor Actividades de Calibración y Programación en los Últimos 12 Meses (Millones de Pesos)
2,043 1,855
3,350 3,285
1,493 1,026
1,964 1,126 742
2,459 1,295
2,151
0 500
1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000
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2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015
EVOLUCIÓN MENSUAL-PROMEDIO ULTIMOS 12 MESES
Promedio (Ultimos 12 Meses) Total Trabajados
manualmente el resultado en el formato de prueba, so había registro de la humedad relativa a la que se realizaba la prueba.
Con la modernización se logró implementar un software que obtiene las lecturas de corriente y las envía por medio de señal de radiofrecuencia al computador, los resultados de las pruebas son almacenadas automáticamente en la base de datos, se generan automáticamente los informes individualizados de cada prueba, También se archivan en el servidor de CHEC.
Esto mejora trascendentalmente la calidad, seguridad y trazabilidad del manejo y almacenamiento de la información de las pruebas de EPP.
También se establece la posibilidad de enviar alertas automáticas a los correos de los usuarios y jefes pertinentes, suministrando una herramienta a los usuarios para poner en práctica el “YO ME CUIDO” y el control por parte de los jefes del uso de elementos de protección personal que estén habilitados.
Esto es complementaria a la regla de negocio de Salud Ocupacional en la cual establece la responsabilidad primaria en cabeza del usuario quien es responsable de verificar todos los días que el elemento de protección personal que va a usar este probado.
Retrasos en Proyectos Dentro de las principales dificultades surgidas para el normal desarrollo de los proyectos a cargo de la Subgerencia de Subestaciones y Líneas en la vigencia 2015 se puede resaltar la no entrada en operación de la conexión al STN de la Subestación Armenia y el retraso en la ejecución de las obras para la construcción de la línea de 33 kV, Belalcázar – La Virginia. La dificultad presentada con el retraso en la entrada del proyecto de Armenia, cuya fecha inicial de puesta en servicio era el 30 de noviembre de 2013, es la postergación para comenzar a percibir la remuneración de los nuevos activos que se encuentran disponibles desde esa fecha, mayores costos de los contratos de obra e interventoría y los costos de mantener vigente la garantía con el mercado que se debe tramitar ante el XM, La fecha definitiva de puesta en operación es incierta, pues el transmisor Empresa de Energía de Bogotá continua con dificultades de tipo ambiental y social para terminar de construir la línea de 230 kV y poder realizar la integración con el proyecto de CHEC. En cuanto al retraso en la ejecución de las obras de la línea Belalcázar – La Virginia, estas fundamentalmente radicaron en la complejidad en la gestión de las servidumbres, teniendo en cuenta la dificultad de la consecución de la información catastral con los IGAC Caldas y Risaralda, a la falta de claridad en la titularidad de algunos predios y que algunas de las propiedades impactadas por la nueva línea estaban
a cargo de la Dirección Nacional de Estupefacientes. Estas situaciones conllevaron a que muchos de los trámites de legalización de las servidumbres tuvieran que gestionarse mediante imposición a través de demandas judiciales. A pesar de las dificultades presentadas, el proyecto logró desarrollarse y se pondrá en servicio el 30 de enero de 2016 con los beneficios de una mayor confiabilidad en la prestación del servicio de energía para los municipios de Belalcázar en el departamento de Caldas y de La Virginia en el departamento de Risaralda.
Debido a retrasos en la salida del contrato de compra de CTs y PTs, estos equipos no pudieron ser entregados en el año 2015, por lo que fue necesario reprogramar la instalación de estos equipos en subestación El Dorado. Cabe resaltar que dicha actividad se realiza para dar cumplimiento con la resolución CREG 038 de 2014 – código de medida, en cuanto al registro de fronteras de distribución y tener la medida entre niveles de tensión.
Dado los nuevos requerimientos regulatorios asociado a los nuevos requisitos que se deben cumplir con la instalación de los sistemas de medida, por lo que se debió replantear los planes de trabajo permitiendo generar retrocesos en este proyecto.
Dentro de la ejecución de nuestros planes de mantenimiento y de los seguimientos realizados a los equipos de potencia de las subestaciones, se encontró variaciones en los resultados de cromatografía de gases del transformador de potencia de 30/40 MVA 115/34,5 KV de la subestación Riosucio, detectándose a mediados del mes de mayo de 2015 incrementos súbitos en la presencia de gases combustibles en el aceite dieléctrico, lo cual nos llevó a pensar que el equipo se podía encontrar en una situación crítica para dejarlo en servicio. De acuerdo con los análisis realizados por los ingenieros de mantenimiento se tomó la decisión sacarlo de servicio el día 13 de mayo para prevenir que se presentara un deterioro mayor o que se pudiera presentar una falla irrecuperable para el equipo. El sistema eléctrico ante la salida de este equipo de potencia y asociado a otra falla que pudiera materializarse, presentó un riesgo alto de dejar sin servicio de energía aproximadamente a 97 000 usuarios de la zona norte y noroccidente de Caldas, es decir los municipios de Riosucio, Quinchía, Supía, La Felisa, Marmato, La Merced, Salamina, Aguadas, Pacora, Aránzazu, Filadelfia, Irra, Mistrató, Anserma, Guática, Belén de Umbría y San Antonio del Chami. Dicho riesgo se materializó en varias oportunidades ante la indisponibilidad de este elemento, dejando a estos usuarios sin servicio de energía aproximadamente unas 3 horas, aumentando no solo el incremento en los indicadores de calidad del servicio (SAIDI y SAIFI) sino
en la afectación de la imagen de empresa en estos municipios afectados.
Debido a la falta de conformación del equipo de trabajo con tensión en la subgerencia de subestaciones y líneas, algunos trabajos correctivos por falla en elementos de potencia se tuvieron que realizar desenergizando toda la subestación, afectando el suministro de energía a los usuarios alimentados a través der dichas subestaciones y por ende desmejorando los indicadores de calidad del servicio.
Para el año 2015, se tenía previsto realizar algunas actividades en el tema de seguridad operacional con el fin de encontrar formas de reducir amenazas y peligros, gestionar el riesgo en las actividades de campo y prevenir los errores humanos y reducir las consecuencias de lo que ocurra. Dichas acciones serían: - Sensibilización en seguridad operacional y definir su contexto operacional - Generación de una atmósfera de confianza en que las personas proporcionan información esencial para la investigación de accidentes e incidentes de seguridad, incluidos los errores propios. - Construir un sistema de recolección de los registros del seguimiento a peligros en la gestión de la seguridad operacional.
- El cambio cultural frente al reporte (seguimiento, evaluación, retroalimentación de los planes de mejora de incidentes) - Plan de entrenamiento de acuerdo al reporte de incidentes - Construcción del Manual de procedimientos de mantenimiento (MGM-Manual General de Mantenimiento) De estas actividades se comenzó a trabajar en la generación de confianza con los grupos de trabajo de mantenimiento de subestaciones y sensibilizándolos en dicho tema. Así mismo, se comenzó con la construcción del manual de procedimientos de mantenimiento, pero desafortunadamente no se pudieron acabar todas las actividades propuestas para este año. Se resalta, que en el año 2015 se efectuaron capacitaciones en seguridad operacional al personal de la subgerencia de distribución aprovechando las capacitaciones de reinducción de seguridad, salud en el trabajo.
Los sistemas de servicios auxiliares en una subestación y en una planta de generación son esenciales para lograr una operación confiable. Se debe diseñar cuidadosamente porque desde su concepción misma se está determinando la confiabilidad y flexibilidad de la operación. En la actualidad, la planta y la subestación Esmeralda comparten un sistema de servicios auxiliares, por lo que en el año 2013 se llevó a cabo un
contrato de consultoría con el fin de evaluar y proponer una alternativa de mejoramiento del sistema de servicios auxiliares de la subestación y planta Esmeralda con el fin de aumentar el grado de confiabilidad, flexibilidad y mantenibilidad. Por tal razón, el consultor valoró 2 alternativas para mejorar la configuración de los sistemas de 125 VDC. Estas dos alternativas fueron expuestas a los profesionales de Generación y Subestaciones para revisar conjuntamente cuales de las dos se podría implementar o si se tenía otra propuesta adicional, por lo que se llegó a un análisis en conjunto que realizar adecuaciones a estos servicios auxiliares como es independizar la alimentación tanto de Planta como de subestación era costosa y que actualmente se podía tener una confiabilidad de los sistemas con los equipos que actualmente se tienen, las acciones a implementar serían: reentrenamiento a todos las personas involucradas en la operación de estos sistemas y realizar un procedimiento de operación del motogenerador que actualmente se encuentra allí.
Continuando con el proyecto de modernización de los sistemas de control y protección, para el año 2016 se tiene previsto intervenir tres
subestaciones: Anserma, Hermosa y Rosa. La prioridad dada a la modernización del sistema de control, protección y medida asociada a las subestaciones Hermosa y La Rosa es destacada por la importancia de por la inyección de potencia a los STR de Quindío y Risaralda y de garantizar la confiabilidad y atención de la demanda en esos dos departamentos. De igual forma estas iniciativas aportan a los proyectos del STR aprobados por la UPME para la ampliación de la capacidad de transformación en la conexión al STN de la subestación La Hermosa y a la reconfiguración de las líneas de doble circuito 115 kV Esmeralda – La Hermosa – La Rosa. La actualización de los equipos a nuevas tecnologías de integración de automatización permitirá identificar con mayor agilidad el comportamiento del sistema ante una falla. Lo anterior es factible por las nuevas herramientas adquiridas para los nuevos IED´s.
Teniendo en cuenta los mayores estándares de calidad planteados para las empresas operadoras de red y como una estrategia de la Subgerencia de Subestaciones y Líneas para procurar el cumplimiento de las metas definidas por la regulación, para la vigencia 2016 se tiene previsto implementar la técnica de trabajo en línea viva en las subestaciones de potencia y en las líneas de 33 y 115 kV. Para la implementación del proyecto, se tiene planteada la selección, conformación y capacitación del personal que conformará el equipo de trabajo, la
adquisición del vehículo y de los equipos y herramientas necesarios. Se espera que el nuevo equipo de trabajo entre a operar a finales del año 2016.
De acuerdo con las exigencias de la norma NSR – 10, en cuanto al cumplimiento de aspectos de sismo resistencia contemplados en la norma para las edificaciones en las cuales se albergan equipos esenciales, para el año 2016 se tiene planteado realizar las obras de reforzamiento estructural de las casetas de control de ocho de las subestaciones de potencia del sistema CHEC, Enea, Peralonso, Armenia, Ínsula, Irra, Villamaría, Aránzazu y La Rosa, de las cuales en el año 2015 se realizaron los estudios de diagnóstico y diseño de las obras de reforzamiento estructural.
Para el año 2016 se tiene prevista la entrada en operación de varios proyectos de generación, los cuales se conectaran en diferentes puntos del sistema de distribución de CHEC, dentro de estos proyectos se destacan la cogeneración del Ingenio Risaralda con 15 MW y la generación de las nuevas centrales hidráulicas El Edén y Morro Azul con 19,9 MW cada una, la subgerencia de subestaciones y Líneas ha venido acompañando el desarrollo de estos proyectos dada su importancia por la inyección de potencia y el aumento de la
confiabilidad del sistema eléctrico en los nodos en los cuales se darán las conexiones de los generadores y a la oportunidad de obtener nuevos ingresos por cargos por conexión.
El Código de Medida establece las condiciones técnicas que debe cumplir los sistemas de medición, al igual los procedimientos que se deben tener en cuenta para efectos de lectura, registro y recolección, actividades necesarias para la contabilización de las transacciones de energía eléctrica realizadas en el Mercado Mayorista. Para ello en el año 2016 las subgerencia establecerán un plan de verificación de los sistemas de medida frente los requisitos que establece la nueva resolución del Código de Medida
Debido a que los efectos en la afectación del suministro de energía a causa de fallas en el sistema generan un gran impacto en cada uno de los grupos de interés dentro del plan de relacionamiento que tiene CHEC, es indispensable enfocar los esfuerzos a la aplicación de los planes de mantenimiento preventivo que nos permitan disminuir la frecuencia de ocurrencia y su tiempo de duración y así poder determinar posterior a una evaluación de las condiciones de los equipos, las alternativas que pueden ser implementadas dentro de los planes de reposición y remodelación de nuestro sistema eléctrico, para así
garantizar la confiabilidad, continuidad y calidad de la energía eléctrica que prestamos a nuestros clientes. Para ello se tendrá el acompañamiento del grupo de trabajo de gestión de activos, donde nos darán las pautas para poder mejorar en la planificación de dicho planes.
Para poder tener una mayor confiabilidad del sistema eléctrico se debe realizar una valoración de los riesgos que se tienen en las diferentes subestaciones y poder levantar un plan de restablecimiento que nos permita disponer para cada una de las subestaciones una alimentación alterna, y así poder asegurar una calidad óptima y confiable en la prestación del servicio de energía para los usuarios alimentados por CHEC.
Una de las dificultades grandes que se tienen en el mantenimiento de líneas es la falta de legalización de servidumbres pues algunos predios por donde pasa las líneas de distribución y transmisión de propiedad de CHEC no han sido legalizadas, por lo que los propietarios de los predios restringen la entrada a los grupos de mantenimiento, dificultando así la prestación del servicio de energía. Por tal razón uno de los retos que se tiene para el año 2016 es seguir trabajando en la legalización de estos e identificar cuáles son las mejores acciones tanto para la empresa como para el dueño
del predio en la indemnización de estos por las incomodidades y perjuicios que la imposición de la servidumbre ocasione.
Como una mejor practica que se ha venido implementando en el grupo empresarial se encuentra la reconstrucción de transformadores de potencia, la cual ha traído excelentes resultados por la recuperación de la vida útil de estos activos y por los ahorros obtenidos en comparación con los costos de reposición de los equipos. Durante los últimos años CHEC ha recuperado aproximadamente 20 unidades de transformación mediante esta práctica y para el año 2016, se tiene previsto comenzar con la reconstrucción de una unidad monofásica de 20 MVA del banco 115/33 de la subestación Regivit.
Hoy en día gestionar integralmente los
riesgos, se ha convertido para
cualquier tipo de organización en un
elemento clave de la Alta Gerencia.
Una gestión de riesgos eficiente se
traduce en efectos económicos
incalculables para cualquier
organización, constituyendo una
herramienta imprescindible para la
toma de decisiones.
La importancia de la gestión de riesgos
está impactando cada vez más en el
cumplimiento de los objetivos
estratégicos en la organización hasta
el punto que no se concibe una
organización que pretenda avanzar
con pasos firmes hacia el éxito sin
contar con la actividad de gestionar los
riesgos bien estructurada.
En la subgerencia de subestaciones y
líneas con el apoyo del proceso de
Gestión Integral de Riesgos de CHEC en
el año 2015 se llevó a cabo la
actualización del mapa de riesgos de
los procesos de mantenimiento y
desarrollo de proyectos de
infraestructura, basado en la
metodología definida para el grupo
empresarial.
Dicha actualización se basa
principalmente en el proceso de
identificación del riesgo, por lo cual es
permanente e interactivo y se
encuentra soportado en los objetivos
estratégicos y es responsabilidad de
cada dueño de proceso que esta etapa
de identificación se aplique con un
criterio crítico, amplio y sistemático.
Después de identificar los riesgos se
determina los controles existentes y se
mide la exposición del proceso según
el grado de efectividad de dichos
controles, obteniendo así el nivel de
riesgo al cual se encuentra realmente
expuesto el proceso.
Los riesgos identificados para el
proceso de mantenimiento son:
Escenario de riesgo Causas Efecto Controles preventivos existentes Nivel de Riesgo
Indisponibilidad de los activos
1. Obsolescencia de equipos 2. Falta de mantenimiento
3. Mantenimiento inadecuado 4. No tener servidumbres
constituidas 5. Diseños inadecuados 6. Falta de elementos de
protección 7. Materiales inadecuados
8. Falta de personal debidamente capacitado 9. Falta de reposición de
equipos y materiales 10. Topografía irregular en la
zona de influencia 11. Condiciones atmosféricas
extremas 12. Errores humanos
13. No disponer, no conocer o no aplicar los manuales y
procedimientos
1. Desatención de la demanda 2. Pérdidas económicas
(disminución del ingreso AOM, energía no suministrada,
compensaciones) 3. Pérdida de confiabilidad del
sistema eléctrico 4. Afectación de la imagen del
proceso 5. Afectación de la reputación de la
empresa 6. Daños en los activos del sistema 7. Disminución de vida útil de los
activos 8. Accidentes eléctricos
9. Afectación negativa en el relacionamiento con los grupos de
interés 10. Retrasos e incumplimiento al
plan de mantenimiento 11. Incumplimiento de los indicadores del proceso 12. Multas y sanciones
1. Plan de mantenimiento 2. Stock de materiales y herramientas
3. Contrato de mantenimiento 4. Evaluación continúa de los
indicadores de disponibilidad de los activos.
5. Aplicación de normatividad y regulación
6. Capacitación del personal 7. Selección de personal con perfiles
requeridos 8. El SGI
9. Apoyo permanente de Seguridad y Salud en el trabajo
10. RIC de T&D 11. Indicadores del proceso (SAIDI,
SAIFI, Disponibilidad del STR).
Tolerable
Escenario de riesgo Causas Efecto Controles preventivos existentes Nivel de Riesgo
Falta de personal calificado en el sector
eléctrico.
1. Personal (contratista/CHEC) sin la suficiente experticia
requerida para el trabajo en particular
2. Necesidad de perfiles especializados
3. No garantía de la experiencia mínima requerida
4. No hay diferencia salarial acorde con la labor
1. Desatención de la demanda 2. Pérdidas económicas
(disminución del ingreso AOM, energía no suministrada,
compensaciones) 3. Pérdida de confiabilidad del
sistema eléctrico 4. Afectación de la imagen del
proceso 5. Afectación de la reputación de la
empresa 6. Daños en los activos del sistema 7. Disminución de vida útil de los
activos 8. Accidentes (eléctricos, trabajos
en altura) 9. Afectación negativa en el
relacionamiento con los grupos de interés
10. Retrasos e incumplimiento al plan de mantenimiento
11. Incumplimiento de los indicadores del proceso 12. Multas y sanciones
1. Requerimientos en términos de referencia
2. Convenio CHEC - SENA 3. Perfiles definidos para los cargos
requeridos 4. Planes de capacitación para cierre
de brechas.
Alto
No contar con contratos de mantenimiento.
1. Falta de planeación de la contratación
2. Presupuesto insuficiente 3. Demoras en el proceso
administrativo inherentes a la contratación
4. Directrices de empresa o de núcleo
1. Retrasos en el plan de mantenimiento
2. Mayores tiempos de indisponibilidad de los activos 3. Desatención de la demanda
4. Pérdidas económicas (disminución del ingreso AOM,
energía no suministrada, compensaciones)
5. Pérdida de confiabilidad del sistema eléctrico
6. Afectación negativa en el relacionamiento con los grupos de
interés 7. Incumplimiento de los indicadores del proceso
1. Presupuesto aprobado 2. Planeación anual del presupuesto
(contratos) 3. Interventoría
Alto
Materiales no adecuados o no disponibles.
1. Procesos administrativos en las compras conjuntas 2. Imprecisiones en las
especificaciones técnicas de materiales
3. Estandarización material y equipos por parte del núcleo 4. Retrasos en la entrega de
elementos 5. Falta de presupuestación de
materiales y equipos 6. Pérdidas de elementos
7. Fallas en los materiales o equipos por inadecuado
almacenamiento 8. Inadecuada manipulación de
materiales y equipos
1. Desatención de la demanda 2. Pérdidas económicas
(disminución del ingreso AOM, energía no suministrada,
compensaciones) 3. Pérdida de confiabilidad del
sistema eléctrico 4. Afectación de la imagen del
proceso 5. Afectación de la reputación de la
empresa 6. Daños en los activos del sistema
7. Pérdida de vida útil de los activos
8. Accidentes (eléctricos, trabajos en altura)
9. Afectación negativa en el relacionamiento con los grupos de
interés 10. Retrasos e incumplimiento al
plan de mantenimiento 11. Incumplimiento de los indicadores del proceso
1. Especificaciones técnicas 2. Plan de compras
3. Presupuesto aprobado 4. Interventorías
5. Control de inventarios 6. Grupos primarios
7. Reuniones de seguimiento 8. Procedimientos para el control de
materiales 9. Seguimiento a los procedimientos
Tolerable
Escenario de riesgo Causas Efecto Controles preventivos existentes Nivel de Riesgo
Herramientas y elementos de protección
no adecuados o no disponibles.
1. Procesos administrativos en las compras conjuntas 2. Imprecisiones en las
especificaciones técnicas de materiales
3. Estandarización de materiales y equipos por parte del núcleo
4. Retrasos en la entrega de elementos
5. Falta de presupuestación de materiales y equipos
6. Pérdidas de elementos 7. Fallas en los materiales o
equipos por inadecuado almacenamiento
8. Inadecuada manipulación de materiales y equipos
1. Desatención de la demanda 2. Pérdidas económicas
(disminución del ingreso AOM, energía no suministrada,
compensaciones) 3. Pérdida de confiabilidad del
sistema eléctrico 4. Afectación de la imagen del
proceso 5. Afectación de la reputación de la
empresa 6. Daños en los activos del sistema
7. Pérdida de vida útil de los activos
8. Accidentes (eléctricos, trabajos en altura)
9. Afectación negativa en el relacionamiento con los grupos de
interés 10. Retrasos e incumplimiento al
plan de mantenimiento 11. Incumplimiento de los indicadores del proceso
1. Especificaciones técnicas 2. Plan de compras
3. Presupuesto aprobado 4. Interventorías
5. Control de inventarios 6. Grupos primarios
7. Reuniones de seguimiento 8. Kits de herramientas por tipo de labor (liniero, auxiliar de localidad,
entre otros) 9. Procedimientos para el control de
materiales 10. Seguimiento a los
procedimientos
Tolerable
Riesgo público
1. Secuestro 2. Retención
3. Robo, asalto 4. Toma guerrillera
5. Extorsión 6. Zonas de alto de riesgo en
área de influencia CHEC 7. Desconocimiento de la
situación real en la zona de influencia CHEC por parte de
personal administrativo.
1. Afectación en la prestación del servicio
2. No realizar la labor 3. Afectación al trabajador CHEC o
al Contratista 4. Posible incremento de costos
1. Convenios con el ejército y la policía nacional
2. Coordinación con el proceso de seguridad para garantizar
desplazamientos a determinadas zonas
3. Apoyo de Gestión social
Tolerable
Accidentes de tránsito
1. Conductores no capacitados para el manejo
2. No cumplimiento de normas de tránsito por parte del
conductor 3. Falta de pericia por parte del
conductor 4. Automotores inadecuados
5. Vías en mal estado 6. Clima adverso
7. Inadecuados elementos de protección (motos) 8. Uso de sustancias
psicoactivas 9. Estado de salud
1. Multas, sanciones 2. Afectación de empleados,
contratistas y terceros 3. Afectación de reputación
4. Afectación de la prestación del servicio
5. No cumplimiento del plan de mantenimiento
6. Desgaste administrativo
1. Seguimiento al cumplimiento de requisitos del área de soporte
administrativo 2. Capacitaciones para buen manejo,
manejo defensivo 3. Términos de referencia
4. Verificación de estado de los automotores
5. Plan de mantenimiento de automotores
6. Entrega de dotación de elementos de protección personal (motos)
7. Exámenes médicos periódicos
Tolerable
Escenario de riesgo Causas Efecto Controles preventivos existentes Nivel de Riesgo
Fraude y corrupción
1. Falta de valores y ética 2. Bajos salarios
3. Condición social de trabajadores y contratistas
4. Presión social 5. Enfermedades del personal
(ludopatía, adicciones en general).
1. Afectación de la reputación 2. Incremento en costos
3. Desgaste administrativo 4. Sanciones o multas 5. Acciones penales
6. Desatención de la demanda 7. Incremento en pérdidas de
energía
1. Estructura ética de CHEC 2. Línea ética
3. Interventoría 4. Procesos disciplinarios
5. Procesos penales 6. Seguimiento a los
comportamientos no éticos.
Alto
Los riesgos identificados para el proceso desarrollo de proyectos de
infraestructura son:
Escenario de riesgo Causas Efecto Controles
preventivos
existentes
Evaluación
del control
No identificar las
necesidades de
infraestructura del
sistema de Distribución
1. No recibir el insumo
oportunamente por parte de
Planeación
2. Imprecisiones en el insumo
entregado por Planeación
3. No contar con profesionales
con la experiencia y
conocimiento necesarios para
la identificación de necesidades
4. No contar con la tecnología
necesaria
5. No disponer de la
información histórica asociada
a la infraestructura
6. No disponer de sistemas de
información que soporten la
identificación de las
necesidades de reposición de
los activos.
7. No contar con el presupuesto
adecuado para hacer reposición
1. Desatención de
demanda
2. Fallas en la prestación
del servicio
3. No se atenderían
requerimientos
regulatorios
4. No disponer de un plan
de reposición adecuado
5. Afectación de la
reputación
6. Afectación de la imagen
del proceso
7. Afectación de la
ejecución de inversiones
1. Plan anual de
expansión (planeación
distribución)
2. Banco de proyectos
de reposición en nivel 1
y 2.
Alto
Escenario de riesgo Causas Efecto Controles
preventivos
existentes
Evaluación
del control
No ejecutar oportuna y
eficientemente el Plan
de expansión.
1. Incumplimientos en el
desarrollo del cronograma
2. No contar con recurso
humano suficiente para los
proyectos de Distribución y
reposición (tipo N)
3. Inadecuada planeación
4. Inadecuada selección de
contratistas
5. Incumplimiento de los
contratistas
6. No disponer de sistemas de
información que soporten la
ejecución de obras
7. No contar con el presupuesto
adecuado para hacer reposición
(variables macroeconómicos)
1. Desatención de
demanda
2. Fallas en la prestación
del servicio
3. No se atenderían
requerimientos
regulatorios
4. Sanciones y multas
5. Afectación de la
reputación
6. Afectación de la imagen
del proceso
7. Afectación de la
ejecución de inversiones
8. Menores ingresos
1. Plan de proyectos
2. Estructura adecuada
para ejecución de
proyectos del STR Y STN
(tipo P).
3. Interventoría efectiva
Alto
No atención oportuna de
solicitudes (usuarios,
industriales,
constructores,
administraciones
municipales,
departamentales y entes
regulatorios)
1. No disponer de los recursos
suficientes y con el
conocimiento y experiencia
requeridos.
1. Insatisfacción de los
Clientes
2. Pérdida de clientes
3. Sanciones y multas
4. Afectación de la
reputación
5. Afectación de la imagen
6. Menores ingresos
7. No cumplimiento de
indicadores (regulatorios y
de proceso)
1. Equipo de estudios
eléctricos para atención
de solicitudes.
Medio
No ejecución o ejecución
inadecuada de obras
1. No disponer del contrato o
de los materiales requeridos
2. Inadecuada interventoría
3. Problemas de diseño
4. No disponer del presupuesto
requerido
5. Inadecuada selección de
contratistas
6. Eventos naturales
7. Oposición de la comunidad
8. No disponer de los permisos
requeridos
9. Procedimientos poco
flexibles por parte de las áreas
habilitadoras.
1. Insatisfacción de los
Clientes
2. Pérdida de clientes
3. Sanciones y multas
4. Afectación de la
reputación
5. Afectación de la imagen
6. Menores ingresos
7. Desatención de
demanda
8. Fallas en la prestación
del servicio
9. No se atenderían
requerimientos
regulatorios
10. Afectación de la
ejecución de inversiones
11. Incremento en costos
de mantenimiento
1. Planeación de
proyectos
2. Seguimiento a los
cronogramas
3. Interventoría
eficiente y efectiva
4. Planeación de la
contratación
5. Selección adecuada
de contratista
6. Términos de
referencia ajustados a
las necesidades
Alto
No activación oportuna
de obras
1. Inadecuada planeación del
proyecto
2. Inadecuada interventoría
1. Afectación del
patrimonio
2. Pérdida de ingresos
1. Recurso humano
capacitado
2. Sistema de
información de activos
fijos
Alto
Escenario de riesgo Causas Efecto Controles
preventivos
existentes
Evaluación
del control
Incumplimiento
normativo
1. Desconocimiento de la
norma
2. Inadecuada interpretación de
la norma
3. Desactualización de la norma
4. Ausencia de capacitación
1. Sanciones y multas
2. Afectación de la
reputación
3. Afectación de la imagen
del proceso
4. Insatisfacción de los
diferentes grupos de
interés
1. Banco de normas
2. Apoyo de otras áreas
en el tema normativo
3. Capacitaciones en las
diferentes normas
4. Se cuenta con recurso
humano para
actualización de
normas.
Alto
Actualmente CHEC posee 61 subestaciones en los niveles de tensión 33/13.2 kV, de las cuales 15 corresponden a un nivel de tensión de 115 kV y cuatro (4) tienen conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN). Cada subestación tiene asociado equipos de medida, transformación, protección y de seccionamiento en
patio, para garantizar las señales de protección, control y medida además de equipos de servicios auxiliares. El Sistema de Transmisión Regional (STR) está compuesto por las redes eléctricas regionales o interregionales de nivel de tensión 4 conformado por
el conjunto de líneas y subestaciones de transformación 115/33 kV. En el STR se tienen 37 unidades entre bancos monofásicos y unidades trifásicas, con una capacidad instalada de 583 MVA en una refrigeración de transformador natural, es decir disipación del calor por convección, y 720 MVA cuando hay refrigeración forzada, es decir por ventilación. La red eléctrica de la CHEC en nivel de tensión 4 posee 24 líneas con una longitud total de 471 km, los cuales cubre los departamentos de Caldas, Quindío y Risaralda y se enlaza con los sistemas de la Compañía Energética
del Tolima, Empresa de Energía de Cundinamarca, Empresa de Energía del Pacifico, Empresa de Energía de Quindío, la Empresa de Energía de Pereira y el Sistema de Transmisión Nacional a través de 5 autotransformadores ubicados en las subestaciones Esmeralda (2x90MVA), La Enea (150MVA), Hermosa (150MVA) y Purnio (150 MVA). En cuanto a interruptores de potencia se tienen 81 equipos en todas las subestaciones del nivel de tensión de 115 kV. A continuación se muestra la cantidad de interruptores según tipo de bahía.
TIPO BAHIA CANTIDAD
AUTOTRANSFORMADOR 4
TRANSFERENCIA 12
TRANSFORMADOR 17
GENERADOR 6
LINEA 42
Total general 81
Asociando los equipos por marca se tiene que un 70% de los 81 interruptores de potencia corresponden al fabricante ABB. Del total de interruptores en el nivel de 115 kv, 40 tienen un periodo de funcionamiento comprendido entre 18 a 24 años y 27 interruptores de potencia tienen una vida operativa entre 0 a 6 años. En el nivel de tensión 3, conformado por el conjunto de líneas de 33 kV y subestaciones de transformación
33/13,2 kV, CHEC posee 59 subestaciones operadas en su totalidad desde el Centro de Control ubicado en la ciudad de Manizales, Con una capacidad instalada de transformación 33/13,2 kV de 475.1775 MVA. En el nivel de tensión 3 CHEC posee 66 líneas con una longitud total de 840 Km, permitiendo en su mayor proporción realizar reconfiguraciones y modificaciones en la topología del sistema de subtransmisión, lo que permite mejorar los factores de confiabilidad, calidad y continuidad del
servicio de energía eléctrica para los departamentos de Caldas y Risaralda. Entre los activos de 33 kV correspondientes a interruptores de potencia, 106 corresponden a interruptores de intemperie, 43 a reconectadores y 31 a Celdas. De los
activos de 13.2,kV correspondientes a interruptores de potencia 109 corresponden a reconectadores y 149 a Celdas. En el nivel de tensión 3 hay 180 equipos de interrupción bajo carga y en el nivel de tensión 2 hay 258 equipos de corte bajo carga.
Dando cumplimiento a uno de los lineamientos de la política de gestión integral de CHEC, en cuanto a las condiciones de seguridad y salud ocupacional, los equipos de trabajo de la subgerencia de subestaciones y líneas nos encontramos en continuó seguimiento en actividades que promulguen con la prevención de lesiones y enfermedades, generando una cultura de uso de elementos de protección personal y la toma de consciencia en el autocuidado. De igual manera, en todas las labores de mantenimiento y Reposición de equipos, se trató de realizar una buena planificación de los trabajos buscando
identificar los peligros para la salud, seguridad de los trabajadores, de los equipos y de la continuidad del servicio de energía, así mismo haciendo una evaluación de los riesgos a través de las siguientes actividades:
- Entrega e inspección de los diferentes elementos de protección que tiene el personal para realizar las diferentes tareas de mantenimiento.
- Cumplimiento estricto de las 5 reglas de oro antes de iniciar cualquier actividad de mantenimiento
- Seguimiento a los procedimientos indicados por el proceso
- Solicitud de la colaboración del proceso de salud y seguridad en el trabajo en la ejecución de mantenimientos de gran impacto en las cuales interactúa buena cantidad de personas, con el fin de ayudar a la identificación de los riesgos no solo de seguridad sino también ambientales que puedan generar algún impacto negativo en las personas o el medio ambiente.
En cuanto a los principales riesgos en materia ambiental para las subestaciones eléctricas, están relacionados con el manejo, transporte y disposición final de sustancias químicas, algunas de las cuales son consideradas peligrosas, tanto para el medio ambiente como las personas. En este aspecto se ha gestionado con el área de gestión ambiental la elaboración de procedimientos y fichas técnicas y de seguridad para el manejo
de las sustancias indicadas anteriormente, cumpliendo con la regulación vigente y mitigando los riesgos en este campo de acción. Debido a estas estrategias, en el año 2015, en la subgerencia de subestaciones y líneas no se tuvieron accidentes mayores, solo en el año 2015 se presentaron 8 accidentes menores y/o incidentes cuyos factores de riesgos fueron: Picaduras de animales, golpes por materiales proyectados, torceduras y accidentes deportivos y los cuales se tuvieron 73 días de incapacidad. Cabe resaltar que la gran mayoría de accidentes se presentaron por actividades deportivas, con incapacidades mayores de 38 días.
De seguridad: Deportivo 3
De seguridad: Mecánico 3
Biológico: Picadura 1
Biomecánico: Falso movimiento 1
MES NRO
ACCIDENTES DIAS
INCAPACIDAD
ENERO 0 0
FEBRERO 1 14
MARZO 0 0
ABRIL 0 0
MAYO 0 0
JUNIO 0 0
JULIO 0 0
AGOSTO 1 0
SEPTIEMBRE 1 0
OCTUBRE 2 18
NOVIEMBRE 3 41
DICIEMBRE 0 0
TOTAL 8 73
Para mitigar estos riesgos, se tomaron las siguientes acciones:
- Verificar las condiciones del
entorno de trabajo e
inspeccionar los enjambres que
puedan estar en el área de
trabajo.
- Sensibilizar a todos los
trabajadores en el tema de
autocuidado y en los
procedimientos de trabajo
seguro y condiciones de riesgo
presentes en actividades de
poda y tala de vegetación.
- En las inspecciones locativas se
revisa mobiliario (mesas con
vidrios) con el fin de dar de baja
los vidrios en mal estado que
podrían ocasionar lesiones a los
trabajadores.
Adicionalmente a estas acciones, se tuvo el apoyo por parte de los profesionales de la subgerencia en la revisión de la resolución 1348 de 2009 en el cual se adopta el Reglamento de Salud Ocupacional en los Procesos de Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica en las empresas del sector eléctrico.
Así mismo cumpliendo con los estándares definidos por la normatividad vigente (Retie, resolución 1348 del 2009, resolución 1409 de 2012) se realizó a todo el personal de la subgerencia reentrenamiento en trabajo en alturas, entrenamiento para coordinadores de trabajo en alturas,
sensibilización en primer respondiente y kit de emergencias. En cuanto a enfermedades generales se presentaron 38 personas incapacitadas para un total de 318 días. Las causas principales de estas incapacidades están relacionadas con problemas óseo musculares, licencias de maternidad, paternidad, cirugías. Estos días de incapacidad corresponden al 5% del total de días de incapacidad que tuvo el personal CHEC en el año 2015, lo que significa que el personal de la subgerencia en términos generales se encuentran en una condición estable de salud, lo que se ve reflejado en la ejecución de las actividades para el cumplimiento de los objetivos trazados por todo el personal de dicha subgerencia. En cuanto a pruebas de elementos de protección, especialmente a guantes dieléctricos cabe resaltar la gestión realizada durante el año 2015 en cuanto a la concientización de realizar pruebas a estos elementos tal como lo dicta RETIE. Al mes de noviembre se tiene en la base de datos 246 guantes dieléctricos cargados a personal CHEC. De los 246 guantes el 70% (174 elementos) tienen pruebas vigentes, es decir que estos elementos están habilitados para su utilización. Solo el 30% tienen fechas vencidas En la imagen adjunta aparece la relación total de pruebas cantidad (918) “Elementos de Protección Personal” – 2015.
En la subgerencia de subestaciones y líneas para el año 2015 se adquirieron equipos especiales por un valor cercano a los 612 millones de pesos. Estos equipos se compraron para ser utilizados por los diferentes equipos de trabajo de la subgerencia con la finalidad de garantizar la disponibilidad y confiabilidad de los activos con criterios de eficiencia, eficacia, efectividad, responsabilidad ambiental y social aplicando el mejoramiento continuo. Los equipos adquiridos en el 2015 fueron:
- Ponchadoras
- Telurometro
- Coulometro
- Equipo para prueba y puesta en
servicio de Relés de Protección
(Omicron)
- Analizador de interruptores de
potencia
- Equipo de Prueba Resistencia de
aislamiento
- Cámara termografía T660
- Compra de equipo patrón para
mesa de calibración de
medidores
Ponchadoras: Para el equipo detrabajo de mantenimiento de subestaciones se adquirieron 2 ponchadoras hidráulicas al proveedor Soluciones y ventas técnicas por valor de 13.8 millones de pesos. Estos elementos son herramientas hidráulicas de compresión que ejercen una gran presión y sirven para ponchar (presionar fuertemente) empalmes para los cables eléctricos (cuando se quiere unir dos cables de calibre grueso se requiere que se hagan con empalmes los cuales son como un tramo de tubo pequeño como de 10 cms en donde se colocan los dos extremos del cable, una vez adentro se presiona el tubo con las pinzas en ambos extremos de tal forma que
presionan el cable y evita que se salga del empalme Telurómetro Digital: Para el equipo de trabajo de mantenimiento de subestaciones se adquirió un telurómetro Marca MEGGUER; referencia DET 2/2 al proveedor Equitest Colombia por valor de 15.6 millones. Este equipo El uso de este permite medir resistencias de puesta a tierra, resistividad del terreno por el método de Wenner y las tensiones provocadas por las corrientes parásitas en el suelo. Por su elaborado sistema de filtros activos y pasivos, posee una elevada inmunidad a las interferencias eléctricas y permite obtener mediciones confiables incluso en
presencia de altas tensiones parásitas como las que suelen encontrarse en algunas áreas urbanas y en la proximidad de subestaciones de transformación. La corriente de medición, regulada electrónicamente, es alternada con una frecuencia de 1470Hz, lo cual permite evaluar adecuadamente el comportamiento de la instalación de PAT tanto en relación a una falla de frecuencia industrial como frente a una descarga atmosférica. Posee una señal acústica que alerta al operador cuando la corriente inyectada en el terreno es insuficiente para realizar la medición. Esta alarma evita que, por no advertirse esta situación, se informen valores de resistencias inválidos.
Coulómetro: Este equipo fue adquirido por el equipo de trabajo Laboratorios y Mantenimiento de equipos por un valor de 34.5 millones de pesos al proveedor Polco. La referencia de este es un Coulómetro Metrohm 899 con batería Power Box y software TiBase,
empleado para la determinación de humedad en aceite dieléctrico (método Karl Fischer) y fue adquirido ya que el coulómetro anterior falló y no fue posible su reparación por estar obsoleto. La batería Power Box permite el funcionamiento del equipo
inalámbricamente en los casos que se requiera, ideal para trabajo en campo y el software necesario para descargar y analizar la información de los resultados desde el equipo al computador del laboratorio de aceites. Equipo de Prueba CMC 356: Este equipo fue adquirido por el equipo de trabajo Control, Protección y Medida por un valor de 234 millones al proveedor Erasmus Colombia. Este CMC 356 es un equipo de prueba y herramienta de puesta en servicio de tensión tetrafásico + corriente hexafásico para todo tipo de relés de protección. Sus seis potentes fuentes de corriente hacen que este equipo sea capaz de probar hasta los relés electromecánicos de alta carga con demanda de potencia muy alta. Analizador de Interruptores de potencia CT8000: El CT-8000 fue adquirido por el equipo de trabajo de mantenimiento de subestaciones por un valor de 122.8 millones al proveedor Comercial Ingeoléctrica. Este equipo es un analizador de interruptores de potencia de quinta generación, digital,
microprocesador para la medición de tiempos y desplazamiento en las pruebas de interruptores. Este equipo combina un completo analizador de tiempos y desplazamiento con un micro-ohmetro a 200 amperios en una sola unidad. Puede analizar detalladamente el funcionamiento de un interruptor de potencia, midiendo los tiempos de accionamiento, el desplazamiento, la velocidad, el sobre-desplazamiento, el rebote y el recorrido de los contactos. Así mismo, puede ser usado como micro-ohmetro a 200 amperios. Una característica única del CT8000 es que se pueden realizar mediciones de la resistencia de contacto durante la operación del interruptor (Prueba de resistencia dinámica). Con esta prueba de resistencia dinámica de los contactos, se pueden observar problemas en los contactos, como erosión por ejemplo, lo cual no es fácilmente detectable en una prueba convencional a un interruptor de potencia. El análisis del movimiento de los contactos incluye las operaciones de: APERTURA, CIERRE, APERTURACIERRE
Equipo de prueba de resistencia de aislamiento: Para el año 2015, el equipo de trabajo mantenimiento de subestaciones adquirió 2 equipos de pruebas de resistencia de aislamiento marca MEGGUER referencia MIT 525-US. Con capacidad de inyección hasta 10 KV DCpor valor de 26 millones al proveedor Equitest Colombia. Este equipo permite realizar una serie de pruebas para exponer la condición de resistencia de aislamiento en
transformadores, bushings, cables etc. Con las pruebas temporizadas IR además de PI, DAR, DD, SV y prueba de rampa maximizan la capacidad de la prueba diagnóstica. Con estos se mide la calidad de los aislamientos con indicación de los índices de absorción y polarización en todo tipo de elemento que esté sometido a cualquier nivel de tensión. Transformadores de potencia, interruptores, equipos de medida CT´S y PT´S.
Cámara termografía T660: Este equipo fue adquirido por un valor de 115.9 millones a la empresa Equipos y controles industriales S.A por parte de mantenimiento de subestaciones. Este equipo cuyo su nombre lo indica sirve para realizar termografía a sistemas eléctricos, mecánicos y estructurales, capaz de detectar problemas, prevenir tiempos muertos no programados, guiar acciones correctivas necesarias e incrementar la seguridad en el sistema. Esta cámara muestra en pantalla una imagen de la radiación calorífica que emite un elemento. Disponen de un sensor térmico llamado microbolómetro que al recibir la
radiación infrarroja se calienta y cambia su resistencia eléctrica. Este cambio de resistencia se mide y se equipara a una determinada temperatura, siendo asignado un color para cada temperatura y formando una imagen coloreada que será la que veamos en pantalla. La ventaja de estos sensores es que pueden trabajar a temperatura ambiente y no necesitan refrigeración. La detección de estas radiaciones infrarrojas, imposibles de realizar a simple vista, supone una ventaja importantísima en muchas situaciones y puede ayudar a la prevención de multitud de situaciones indeseadas. La no uniformidad de temperaturas suele indicar alguna falla o punto crític
Equipo patrón para mesa de calibración de medidores: Este equipo fue adquirido por el equipo de trabajo Laboratorios y Mantenimiento de equipos por un valor de 49.7 millones de pesos al proveedor Digitrón. Este patrón permite realizar de forma guiada las pruebas para la verificación y calibración de los medidores de energía eléctrica, es de conexión directa y con una exactitud de 0,02%. Se adquirió con el fin de remplazar el patrón del equipo probador de medidores 3, el cual es de conexión indirecta (utiliza TC y TP, lo cual afecta la exactitud final del equipo probador). Con este lograremos que el laboratorio de medidores de CHEC incluya nuevamente, en su alcance acreditado, la calibración de medidores de energía con índice de clase 0,2S.
Desde la subgerencia de subestaciones y líneas para el año 2015 llevamos a cabo dentro del portafolio de servicios (trabajos a terceros) el mantenimiento predictivo y preventivo a los equipos de
potencia de nuestros clientes, los cuales se cumplieron teniendo en cuenta nuestra amplia experiencia, equipos especializados recurso humano idóneo ofreciendo soluciones ajustadas a las necesidades de mantenimiento y funcionamiento de los equipos e instalaciones. Dichos trabajos se llevaron a cabo de una forma segura, en equilibrio con el medio ambiente y socialmente responsables, brindándoles así a nuestros clientes confiabilidad y calidad en la solución. Los clientes a los cuales se les prestó el servicio fueron: Cartones y Papeles: Ante falla presentada el día 16 de abril de 2015, personal de mantenimiento de subestaciones realizó inspección y diagnóstico de la falla presentada, encontrando cable de potencia fallado, por lo cual se empalma de nuevo, se realiza pruebas y por consiguiente se normaliza el servicio de energía. Super de Alimentos: El día 21 de enero de 2015 se presenta falla interna en la planta de producción de Super de Alimentos, personal de mantenimiento de subestaciones y líneas se desplazan al sitio encontrando la subestación
eléctrica del cliente en un mal estado por falta de mantenimiento, lo que conllevó a que los equipos de medida presentaran falla. Se realiza limpieza, pruebas a equipos y mantenimiento general. Asociación Cable Aéreo: Dando cumplimiento con el contrato de AOM 084.12 entre CHEC y Asociación Cable Aéreo Manizales se programó dentro del plan de mantenimiento entre los días 03 y 04 de noviembre de 2015, el mantenimiento de la celda de 33 kV de la Subestación Marmato, Subestación del Cable de 33/13,2 KV en los Cámbulos, mantenimiento preventivo, recomendaciones, ajustes y diferentes medidas y pruebas eléctricas de los equipos y sistemas. Mantenimiento general y pruebas eléctricas de rutina a transformador principal 33/13.8 KV. Las pruebas realizadas fueron: - Resistencia de aislamiento - Resistencia de contactos - Ajuste de conexiones - Alimentación motor de tensado - Limpieza general - Lubricación de mecanismos - Revisión Estado de los polos - Revisión Enclavamientos mecánicos - Revisión de Anclajes - Operación manual y remota de cierre y apertura del interruptor. - Alimentación y revisión de conexiones eléctricas. - Revisión conexiones a tierra. Así mismo por parte del equipo de trabajo de mantenimiento líneas, se realizó revisión de condiciones de aislamiento, descope de vegetación del corredor, estabilidad de los apoyos, estado de conductores de la línea y del cable de guarda, puestas a tierra, revisión de empalmes, revisión de
posibles acercamientos de elementos externos a la línea, revisión de anclajes y verificación de existencia de nuevas construcciones bajo la línea de 33 kV que va desde subestación Marmato a subestación Los Cámbulos. Estos mantenimientos fueron efectuados los días: 28 de julio de 2015, 4 de septiembre de 2015 y el 04 de enero de 2016. Trasvase Rio Guarinó: Como cumplimiento al contrato AOM 46/4296 celebrado entre CHEC e Isagen, se establece el mantenimiento preventivo de la celda de conexión a 13.2 kv del Trasvase Rio Guarinó de propiedad de Isagen en la subestación Victoria, para ello se ejecutaron las siguientes actividades el día 19 de agosto de 2015: -Limpieza general. -Prueba de nivel de aislamiento -Prueba de resistencia de contactos. -Revisión de motor de tensado. -Revisión de enclavamientos mecánicos. -Revisión de estado de polos. -Operación manual de cierre y apertura. -Revisión de anclajes. -Lubricación y limpieza de mecanismos de operación. -Revisión puntos de conexión de puesta a tierra. -Nivel de aislamiento de cable de potencia (afloramiento del circuito). -Limpieza de relés de control, protecciones, medidores y demás elementos constitutivos como relevos auxiliares. -Se verifican los ajustes de conexiones y alimentaciones de equipos e control y protección.
Con relación a los resultados obtenidos después de la inspección técnica y mantenimiento realizado al interruptor de la bahía vct23l16 se puede concluir: -El estado del aislamiento del cable XLPE está en buenas condiciones y apto para su funcionamiento normal.
-Las condiciones eléctricas y mecánicas de la celda como el interruptor y de sus equipos asociados se encuentran en óptimas condiciones para su funcionamiento.
Hasta el 30 de noviembre de 2015, el laboratorio ha enviado al proceso de Soporte Clientes documentación de
3007 medidores, para evaluar la posibilidad de iniciar procesos de recuperación de energía.
BUENAS PRÁCTICAS: Control de Calidad: Se implementó una rutina de control de calidad con medidores calibrados en otro laboratorio. Mediante la comparación estadística de nuestros resultados con los del laboratorio de referencia, es posible detectar desviaciones en el funcionamiento de nuestros equipos. Verificaciones Intermedias: Se implementó la realización de una
rutina semestral de verificaciones intermedias. Usando uno de los patrones de trabajo, se verifica el estado de calibración de los demás equipos. • Para mejorar la realización de esta actividad tres personas del equipo de trabajo se capacitaron en el INM, con el fin de disponer del conocimiento necesario para la selección de los puntos de control, de acuerdo a lo indicado en la NTC 2423.
175 245 240
319
174
423
305
95
598
223 210
EN
ER
O
FE
BR
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RIL
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YO
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BR
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OC
TU
BR
E
NO
VIE
MB
RE
Informes para Posible Recuperación de Energía 2015
Ensayo de Aptitud: El laboratorio obtuvo una evaluación satisfactoria
sobre su participación en la ronda realizada a finales de 2014
.
Estudio Efecto de la Inclinación en la Exactitud de Medidores Electromecánicos: a solicitud de la
empresa de Energía del Bajo Putumayo.
Como proyecto complementario a la modernización de la subestación Bosques de la Acuarela con capacidad instalada de 20 MVA, 33/13.2 kV, en el municipio de Dosquebradas, se planteó la necesidad de construir un tramo de línea de 33 kV de 1.5 km de tal manera que permitiera interconectar
la subestación Bosques de la Acuarela con las subestaciones La Rosa y La Hermosa a través de bahías independientes. Este proyecto surgió como alternativa a la construcción de la línea Rosa – Bosques 33 kV, el cual no se pudo ejecutar por razones de tipo social a pesar de tener todos los estudios, diseños y permisos para su desarrollo. Se buscó entonces con este proyecto brindar mayor confiabilidad para el municipio de Dosquebradas a través de una doble alimentación desde las
• Energía Activa 5% Ib
• Energía Activa 100% Ib
• Energía Reactiva 5% Ib
• Energía Reactiva 100% Ib
EXACTITUD
SATISFACTORIO
• Energía Activa
• Energía Reactiva DOSIFICACIÓN DE
ENERGÍA
SATISFACTORIO
subestaciones La Rosa y La Hermosa con dos tramos de línea de 33 kV, supliendo con la subestación Bosques de la Acuarela parte de la demanda atendida por dichas subestaciones en el nivel de 13.2 kV, en el caso de
contingencias o de realización de actividades de mantenimiento en alguna de ellas. El trazado original de la línea se observa en la siguiente imagen:
El proyecto contempló realizar la conexión de la subestación Bosques de la Acuarela a la subestaciones La Hermosa y La Rosa por medio de dos líneas independientes, y no por medio de la derivación en T como se tenía anteriormente. Adicionalmente se realizó un diseño en doble circuito con cable cubierto en disposición compacta, con lo cual se minimizó el
impacto visual y los acercamientos a las edificaciones, cumpliendo con las distancias de seguridad exigidas en el RETIE (Reglamento técnico de instalaciones eléctricas).
ANTES DESPUES
Finalmente la remodelación de la línea quedó como se observa en las siguientes fotografías:
El éxito del proyecto se basó en las acciones que se adelantaron desde gestión social, pues se logró involucrar a la comunidad de los barrios intervenidos en el proyecto con las siguientes iniciativas, concientizándola de los beneficios del mismo:
Acercamiento a la comunidad impactada por la remodelación
de la línea 33 kV Bosques de la Acuarela - Pueblo Sol Alto.
Identificación de líderes comunitarios e institucionales para la socialización de las actividades pertinentes al proyecto.
Socialización de las acciones con las comunidades
impactadas por la remodelación de la línea.
Consecución de permisos con los propietarios para la hincada de apoyos en sitios específicos.
Conformación de grupos de comunidad para apoyo a la socialización del proyecto.
Socialización de las suspensiones del servicio de energía con el mínimo impacto posible.
Devolución de la información a los líderes institucionales y comunitarios de los avances de la remodelación de la línea.
Apoyo en campo, sistematización de la Información y contribución analítica al estudio de percepción de la remodelación de la línea 33 kV.
Consecución de autorizaciones ante la Secretaria de planeación municipal de ocupación del espacio público para la
remodelación de la línea 33 kV Pueblo Sol Alto –Bosques de la Acuarela.
Relacionamiento Interinstitucional y comunitario para la remodelación de la línea 33 kV pueblo sol –bosques de la acuarela.
Conformación de un grupo de mujeres donde se trabajó manualidades e información sobre el proyecto
Jornada de trabajo con población infantil sobre cuidado de lo público y preparación de la época navideña.
Siembra de árboles con la comunidad como compensación de árboles podados y talados.
Construcción Línea Belalcázar – La Virginia 33 kV Teniendo en cuenta las condiciones de radialidad existentes en el área suroccidente del sistema eléctrico de
CHEC, que repercuten negativamente sobre los niveles de calidad del suministro de energía eléctrica en la zona, especialmente en condiciones de contingencia, se proyectó ejecutar la construcción de la línea Belalcázar – La
Virginia 33 kV con el fin de mejorar los niveles de confiabilidad del sistema eléctrico, dado que ofrecen el soporte requerido para garantizar un mejor desempeño de la red actual y dar solución a los problemas de continuidad que actualmente se asocian a las condiciones de radialidad de la subestación La Virginia. El proyecto está ubicado entre los departamentos de Caldas y Risaralda, más exactamente entre los municipios de Belalcázar (Caldas) y La Virginia (Risaralda). El trazado de la línea se origina desde la subestación Belalcázar
ubicada en la franja urbana del municipio de Belalcázar, en sus ocho kilómetros iniciales, recorre terreno montañoso perteneciente a una de las laderas occidentales de la cordillera central. Los últimos cinco kilómetros ya dejando atrás la zona montañosa, se desarrollan por el valle del rio Cauca en terreno principalmente plano, ubicándose paralela a la carretera que comunica el municipio de Viterbo con el municipio de La Virginia, y a su vez entrando por la parte nororiental a la subestación La Virginia.
Con una longitud aproximada de 13 km y 56 estructuras de apoyo, la línea Belalcázar - La Virginia conformó un sistema anillado a nivel de 33 kV entre las subestaciones Viterbo, Belalcázar y La Virginia, con el fin de brindar confiabilidad en el suministro de energía eléctrica ante contingencias de las actuales líneas que alimentan las
subestaciones de los municipios de Belalcázar y La Virginia, las cuales tienen respectivamente una cobertura aproximada de 3 000 y 7 500 usuarios.
La construcción de la línea Belalcázar –
La Virginia 33 kV estuvo a cargo de la
empresa INGEOMEGA S.A, tuvo una
duración aproximada de 4 meses y un
presupuesto aproximado de 2 500 000
000 COP teniendo en cuenta el costo
de las servidumbres, los materiales y la
mano de obra.
La ejecución del proyecto se realizó con
el acompañamiento permanente del
equipo de trabajo de gestión social de
CHEC, sensibilizando y socializando a
la comunidad sobre las diferentes
actividades que se desarrollaban en el
proyecto, cabe resaltar que este
acompañamiento fue fundamental
para el desarrollo normal de las
actividades del proyecto.
Con el fin de desarrollar el proyecto de reposición de algunos de los componentes de la línea Perico – Victoria de 33 kV, desde el 2014 se inició un gran despliegue de tipo social para buscar la viabilidad del proyecto. Este proyecto se soporta en la cantidad de eventos que se han venido presentando, como, rotura de cable de guarda y fallas de aislamiento. De igual manera, la línea tiene muchos de sus apoyos con baja altura dando lugar a problemas de acercamiento al terreno e incumpliendo con las distancias de seguridad establecidas por el RETIE. Para el 2014 se tenía proyectado realizar la reposición de todo el cable
de guarda de la línea de 21 km (ya que este se encontraba deteriorado o faltante en algunos tramos), el mejoramiento de las puestas a tierra y el cambio de 46 de las 114 estructuras del total que tiene la línea, sin embargo la complejidad del trabajo de tipo social hizo que el proyecto se desplazara en su ejecución a los primeros meses del año 2015. En las siguientes fotografías se observan los apoyos existentes en la línea y los nuevos apoyos que dieron una mayor altura a la misma, mejorando las condiciones técnicas y de seguridad.
Apoyos existentes
Apoyos
existentes
Apoyo
existente
Apoyos
existentes
La gestión de mantenimiento ha cobrado importancia en los últimos años debido a que se puede obtener beneficios económicos para la empresa en lo que refiere a la reducción de costos, dicha mejora está en función de la optimización de la disponibilidad, confiabilidad y mantenibilidad de los activos. La optimización requiere del uso de diversas técnicas y herramientas tales como: análisis causa raíz de la falla de equipos, mantenimiento basado en la condición, análisis de priorización de variables de mantenimiento, gestión de repuestos e inmovilizados necesarios, indicadores de gestión de mantenimiento y análisis de ciclo de vida de los equipos; es por ello que el equipo de trabajo de la subgerencia de subestaciones y líneas viene trabajando en conjunto con el grupo de trabajo de gestión de activos, este tipo de herramientas, para poder así mejorar en la confiabilidad del sistema y poder obtener resultados de calidad y productividad de la empresa. Así mismo, se viene trabajando en fortalecer el mantenimiento predictivo de los equipos realizando un diagnóstico adecuado del estado y funcionamiento de los equipos del sistema evitando eventos inesperados que generan insuficiencia e inestabilidad del sistema eléctrico. Estos diagnósticos están siendo realizados por personal competente, calificado y con las herramientas óptimas para ejecutar las pruebas y realización de inspecciones termográficas y ultrasonido a los equipos de subestaciones
principalmente a los primarios como transformadores e interruptores de potencia, barras, seccionadores y líneas. Las termografías de los equipos de subestaciones tienen la finalidad de verificar las condiciones bajo las cuales el equipo intervenido se encuentra en funcionamiento. Así mismo sirve para diagnosticar oportunamente el estado del activo, y garantizar la confiabilidad del sistema. En cuanto al mantenimiento correctivo y preventivo, la subgerencia de subestaciones y líneas cuenta con 3 Grupos para mantenimiento de subestaciones 3 grupos para mantenimiento de líneas de 33 kV y 115 kV y un grupo de montajes y reposición de equipos de subestación. Con este recurso, se trata de suplir todos los daños y contingencias que se puedan presentar en el sistema eléctrico de CHEC, así mismo se realiza una evaluación integral de los equipos realizándoles inspecciones periódicas, para lo cual nos apoyamos con las 21 personas que se encuentran en toda el área de cobertura de CHEC como operadores locales de subestaciones. Las intervenciones por mantenimiento en subestaciones y líneas CHEC, se debe garantizar las mínimas condiciones en la calidad del servicio las cuales son definidas por la Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG), para ello en la planeación de los mantenimientos se tiene presente las máximas horas anuales de indisponibilidad permitida de los
activos del STR dada por la resolución CREG 094 de 2012 y la formulación para determinar las compensaciones por demanda no atendida para el SDL. Para la realización de la programación del plan de mantenimiento a equipos de interrupción bajo carga, se hace considerando todas las variables de los historiales de mantenimiento acumulados, es decir se establece una relación entre todas las variables que impliquen una determinación del desgaste del equipo, técnicas, mecánicas y operativas y se relacionan a través de una formulación matemática que permita determinar la criticidad del activo. De acuerdo a lo anterior, la periodicidad de mantenimiento para interruptores de potencia y tomando como referencia el último mantenimiento es:
Los equipos en los niveles de tensión 2 y 3 (SDL), presentan un mayor nivel de vulnerabilidad en el sistema, debido a la configuración de los circuitos y su correspondiente funcionamiento, además de un mayor número de operaciones de éstos; por tal motivo la programación de éstos se realiza en periodos de 2 años.
A las celdas de nivel de tensión 3 se les realizará mantenimiento cada dos años dadas las estadísticas de las pruebas arrojadas que evidencian un buen estado de funcionamiento, además son equipos que están
resguardados del sol y del agua lo cual sugiere un mayor tiempo para su mantenimiento, con base a esto y teniendo en cuenta la operatividad, se efectúa la programación de mantenimiento de seccionadores de puesta a tierra en intervalos iguales de 2 años.
A las celdas de nivel de tensión 2 se les realizará mantenimiento cada dos años. Se aprovecha apertura de la bahía de transformación 33/13,2kV para la ejecución de esta actividad.
A los interruptores de nivel de tensión 3 tipos intemperie se les realizará mantenimiento cada dos años, estos se pasaran por by-pass. Cada dos años también se abrirán las bahías de transformación para realizar pruebas de equipos en general, tierras y demás elementos asociados.
A los reconectadores de niveles de tensión 2 y 3 se les realizará mantenimiento por by-pass cada 2 años.
Los interruptores correspondientes a las transferencias tienen un mantenimiento con periodos de 2 años debido a la poca operación de éstos.
Los interruptores de 115 kV tienen un mantenimiento cada dos (2) años
Los interruptores inmersos en aceite tienen una periodicidad de mantenimiento anual, debido al deterioro del medio aislante.
El tipo de labores realizadas en el mantenimiento preventivo corresponde a: - Prueba eléctrica de resistencia de contactos. - Prueba eléctrica de aislamiento a polos del interruptor. - Prueba de vacío - Tiempos de operación para cierre y apertura. - Limpieza y lubricación. - Inspección y ajustes a contactos. Para los transformadores de potencia, el programa de mantenimiento se realiza teniendo en cuenta la matriz de criticidad para toma de muestras de aceite dieléctrico de transformadores de potencia, además del resultado de pruebas eléctricas realizadas a cada uno de los equipos con el fin de determinar las acciones a tomar sobre los activos de transformación del STR como SDL, algunas consideraciones generales son: - Reposición Equipos - Pruebas Eléctricas - Mantenimiento Cambiador Tomas Y los criterios técnicos para determinar el estado funcional del activo son: - Factor de potencia (Cos φ) y Factor de disipación (Tan δ) - Resistencia de aislamiento
- Relación de transformación - Resistencia óhmica de devanados - Corriente de excitación - Respuesta en Frecuencia SFRA Teniendo en cuenta los aspectos anteriores, se procede a realizar el diagnóstico de los transformadores de potencia con el fin de establecer el tiempo en el cual se les debe de realizar su próximo mantenimiento, de ésta manera se cuenta con los criterios fundamentales para establecer la programación de mantenimiento predictivo. En cuanto al mantenimiento predictivo, se realiza inspecciones a subestaciones frecuentemente con el propósito de mantener el sistema de información de activos de subestaciones actualizado, generar reportes de anomalías en la infraestructura de estas, adicionalmente las consignas de mantenimientos posteriores son retroalimentadas por esta labor. La inspección a subestaciones con el grupo de termografía se realiza en cinco (5) rutas y con una frecuencia de tres (3) veces al año, dicha frecuencia se define a partir del programa de mantenimiento como también el orden de inspección, a través de estas inspecciones se hace seguimiento a todos los equipos de servicios auxiliares y equipos de patio de la subestación. Para el año 2015 se realizaron en total 169 termografías, de las cuales 159 se realizaron a los equipos de subestación y 16 a líneas de 33 kV y 115 kV.
Todas las actividades del equipo de trabajo de mantenimiento de subestaciones para las intervenciones de índole preventivo, correctivo y predictivo fueron registradas en el
aplicativo JD Edwards, para el cual se tuvieron 757 órdenes de trabajo. La clasificación de estas órdenes de trabajo para el equipo de mantenimiento de subestaciones es:
Tipo de actividad Nro. de OT % de Tipo Actividad
Cambio de Equipos 157 21%
Mantenimiento Correctivo 35 5%
Mantenimiento Preventivo 266 35%
Montaje Fundas a Trafos 30 4%
Otras 40 5%
Mantenimiento Predictivo 219 29% Acompañamiento a Proyectos 10 1%
TOTAL 757 100% Siguiendo con la estrategia de mejorar en la confiabilidad del sistema y poder obtener resultados de calidad y productividad de la empresa, CHEC en el año 2015 realizó 157 cambios y/o reposiciones de equipos de potencia en
las subestaciones, lo que equivale a un total de 2.321 millones de pesos en inversión en la infraestructura eléctrica, las cuales se describen en la siguiente tabla.
Equipos Instalados en el Sistema eléctrico CHEC Cantidad Costo Total de Equipos
BANCO BATERIAS 5 $ 151,960,000.00
CORTACIRCUITO 17 $ 6,157,287.98
CT 10 $ 53,912,993.33
CUCHILLAS MONOPOLARES 37 $ 99,047,448.42
INTERRUPTOR 33 1 $ 38,373,834.12
INVERSOR 3 $ 18,792,000.00
PARARRAYOS 38 $ 106,314,698.44
PT 115 4 $ 52,822,619.16
PT 33 9 $ 26,340,604.83
RECTIFICADORES 2 $ 121,800,000.00
SECCIONADOR 115 KV 2 $ 47,949,825.88
SECCIONADOR 33 KV 21 $ 363,096,112.47
TRAFO DE POTENCIA 6 $ 1,140,514,700.00
INTERRUPTOR 115 KV 2 $ 94,103,642.80
Total general 157 $ 2,321,185,767.43
Los municipios que fueron impactados con estas reposiciones fueron:
MUNICIPIO CANT Suma de Costo Total
ANSERMA 2 $ 4,313,092.11
ARMENIA 13 $ 160,305,294.15
BELALCAZAR 4 $ 96,841,388.72
CHINCHINA 8 $ 91,046,774.61
DORADA 2 $ 112,793,120.64
DOSQUEBRADAS 14 $ 587,980,822.72
HERVEO 6 $ 8,884,256.34
LA DORADA 3 $ 62,478,912.42
LA VIRGINIA 19 $ 57,843,547.65
MANIZALES 21 $ 94,219,871.44
MARMATO 1 $ 188,717,500.00
MARQUETALIA 3 $ 5,670,292.11
NEIRA 16 $ 273,999,784.60
PACORA 5 $ 93,141,038.11
PENSILVANIA 2 $ 606,640.88
PUEBLO RICO 6 $ 17,560,403.22
RIOSUCIO 1 $ 30,392,000.00
SANTA ROSA DE CABAL 4 $ 129,135,815.62
VICTORIA 5 $ 12,190,110.03
VILLAMARIA 14 $ 239,786,414.45
VITERBO 8 $ 53,278,687.61
Total 157 $ 2,321,185,767.43
En cuanto al plan de mantenimiento para el año 2015 se tienen los siguientes indicadores:
Indicador de cumplimiento de mantenimiento Predictivo para
Líneas STR (Sistema de Transmisión Regional).
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
Subestaciones Intervenidas 2 3 4 4 4 3 3 3 2 2 4 1 35
Interruptores de 115 KV 2 2 5 2 3 3 3 4 2 2 2 1 31
Transformadores de 115 kV 1 1 2 1 2 0 0 1 1 1 2 0 12
Indicador de cumplimiento de mantenimiento de
Subestaciones en SDL (Sistema de Distribución Local).
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
Subestaciones Intervenidas 1 9 5 5 4 6 5 5 2 4 2 3 51
Transformadores de potencia 33/13,2 KV 1 3 1 3 2 4 3 3 0 2 1 0 23
Interruptores de 33 KV 4 9 9 9 4 8 6 8 6 4 1 3 71
Interruptores de 13,2 KV 9 19 13 9 12 14 22 15 0 13 0 6 132
Indicador de cumplimiento de mantenimiento Predictivo para Subestaciones STR (Sistema de
Transmisión Regional). Termografía y Ultrasonido en Transformadores de Potencia
Indicador de cumplimiento de mantenimiento Predictivo activos STR
Con este indicador se mide el cumplimiento del plan de mantenimiento de predictivo para realizar cromatografía de gases a los transformadores de potencia, mediante el cual se pretende mantener un monitoreo constante que nos permita determinar oportunamente cualquier condición anormal en el transformador para aplicar las acciones necesarias para
solucionar una falla potencial, es importante recordar que el transformador de potencia es el activo más importante de la subestación por la función que tiene y su costo. En cuanto al laboratorio de aceites, el cual tiene como objetivo: verificar la condición del aceite y programar las medidas preventivas (reacondicionamiento) o correctivas
(cambio), realizar análisis de las características físicas, eléctricas y químicas del aceite. Las pruebas fisicoquímicas realizadas en el Laboratorio de aceites son:
• Contenido de Humedad • Rigidez dieléctrica • Tensión interfacial • Factor de potencia
• Número de neutralización (Acidez)
• Color A continuación se exponen las muestras recibidas y las analizadas acumuladas en lo que va del año 2015, de esta manera se logra tener el indicador de rendimiento del laboratorio en un 89%.
MES
PROGRAMAD
AS ACUMULADA
EJECUTADAS ACUMULADAS
INDICADOR ACUMULADO
PROGRAMADAS MES
EJECUTADAS MES
INDICADOR MES
ENERO 6 5 83% 6 5 83%
FEBRERO 12 12 100% 6 7 117%
MARZO 24 24 100% 12 12 100%
ABRIL 43 43 100% 19 19 100%
MAYO 61 57 93% 18 14 78%
JUNIO 82 57 70% 21 0 0%
JULIO 99 57 58% 17 0 0%
AGOSTO 100 57 57% 1 0 0% SEPTIEMBRE 104 57 55% 4 0 0%
OCTUBRE 130 122 94% 26 65 250% NOVIEMBRE 155 138 89% 25 16 64%
Análisis PCBs. En la siguiente gráfica se muestran las muestras tomadas a equipos de subestaciones recibidas y las analizadas por los métodos
semicuantitativo y cuantitativo. En el mes de noviembre de 2015 se tuvo un cumplimiento acumulado del 100% y del 32% respectivamente, permaneciendo constantes con respecto al mes anterior.
Equipos de Distribución Contrato Poste: En la siguiente gráfica se muestran las muestras tomadas a equipos de distribución fallados recibidas y las
analizadas por los métodos semicuantitativo y cuantitativo. En el mes de noviembre de 2015 se tuvo un cumplimiento acumulado del 100% y del 73% respectivamente.
Actividad de tala y poda de árboles: Dentro de las actividades asociadas al Contrato vigente No. 000011 – 2015, cuyo objeto es la construcción y mantenimiento de líneas de 115 y 33 kV en el área de influencia de CHEC, se realiza corte de elementos arbóreos
localizados en los corredores de las líneas de media y alta tensión, en los cuales utiliza personal calificado que no ponga en riesgo a personas, bienes, o el servicio de fluido eléctrico durante el desarrollo de la actividad como tal.
El grupo técnico encargado de dicha labor está conformado por un técnico electricista, tres aserradores y un ayudante, quienes cuentan con los equipos necesarios para realizar las podas y talas. La supervisión de estas actividades es desarrollada por un técnico forestal quien acompaña y asesora para que se cumpla con los requerimientos de la normatividad
vigente en este tipo de procedimientos. Con la ejecución de podas y talas realizada durante el 2015 se logró despejar corredores de líneas que han causado fallas frecuentes, lo cual mejora la confiabilidad del sistema de transmisión y distribución.
ANTES DESPUES
Corredor de la línea 33 kV Salamina – Pácora
ANTES DESPUES
Corredor de la línea 33 kV Hermosa – Magel ANTES DESPUES
Mantenimiento en TCT (Trabajo con Tensión)
Dentro de la dinámica del sector
eléctrico, las empresas de energía en
conjunto con las políticas regulatorias
buscan permanentemente garantizar
el suministro de energía eléctrica de
forma continua y eficiente, con el fin
de optimizar el uso de los recursos
eléctricos y energéticos disponibles.
CHEC no escapa a esta realidad y un
claro ejemplo es el comportamiento
que se tiene con la resolución CREG
094 de 2012 en la cual se propone una
significativa reducción de los tiempos
de desconexión para la realización de
actividades de mantenimiento en los
activos del Sistema de Transmisión
Regional (STR), por ello CHEC considera
como punto estratégico la intervención
de activos eléctricos con los
procedimientos de Trabajos con
Tensión (TcT), los cuales permitan
realizar la mayor cantidad de
actividades de mantenimiento sin
interrumpir el suministro de energía.
Las intervenciones en mantenimiento
con el equipo de TCT (Trabajo con
tensión) comprenden lo relacionado a
intervenciones de correcciones de
puntos calientes, y además de limpieza
y revisión de cada una de los
elementos constitutivos de los equipos
de la subestación, por lo que toda
actividad de TcT, requiere un riguroso y
detallado proceso de planeación, en el
cual se debe analizar todo el contexto
que enmarca la actividad a desarrollar
con el fin de visualizar las variables
críticas a controlar. En este orden de
ideas, para la planeación de los TcT es
indispensable evaluar el grado de
criticidad del procedimiento a ejecutar
bajo las condiciones atmosféricas
asociadas a la zona geográfica. Dicho
análisis permite que el grupo
especialista realice los ajustes de
procedimiento necesarios para
garantizar la seguridad del personal
ejecutor, los equipos y el sistema.
Algunos de los ajustes pueden ser
dados entorno a las distancias de
seguridad, las herramientas a utilizar,
el número de integrantes del grupo
ejecutor y la secuencia de pasos
propios del procedimiento. Así mismo
para cada equipo de subestaciones, se
comprenden parámetros de medida y
clasificación de fallas según la norma
NETA, los cuales dan pautas para
realizar las intervenciones de los
equipos.
Teniendo en cuenta todo lo anterior,
durante el año 2015 y con el apoyo de
los grupos de trabajo con tensión (TCT)
de mantenimiento de distribución, se
lograron realizar diversas
intervenciones en las diferentes
subestaciones de CHEC.
ARANZAZU
BALBOA
EL DORADO
ENEA
BELALCAZAR
VIRGINIA
RISARALDA
SANTURIO
AGUADAS
ESMERALDA
FELISA
LA MERCED
LAS COLES
PACORA
PERALONSO
QUINCHIA
SALAMINA
SAMANA
VITERBO
MARGARITA
ANSERMA
CHIPRE.
Un sistema eléctrico está expuesto continuamente a fallas en su sistema eléctrico, es por ello que desde el proceso de mantenimiento debemos garantizar que el sistema esté en óptimas condiciones para mitigar las fallas y que los tiempos de interrupción sea mínimo, pues los efectos en la suspensión del servicio de energía van desde el deterioro de la calidad de vida de la sociedad hasta las pérdidas económicas, no sólo a los clientes comerciales e industriales sino a la misma empresa.
Cuando se presentan este tipo de
eventos que causan un gran impacto
en la prestación del servicio, la
subgerencia de subestaciones y líneas
pone a disposición todo su capital
humano para poder restablecer los
activos del sistema eléctrico lo antes
posible. Así mismo desde el área de
gestión operativa activa sus planes de
contingencia y restablecimiento para
poder normalizar el servicio de energía
a los usuarios afectados por estos
eventos.
Cabe resaltar que en algunos sitios del
sistema se tiene dificultan para
restablecer el servicio inmediatamente,
debido a que en algunas subestaciones
donde se presentan fallas en las líneas
o subestaciones, no se tiene una
alimentación alterna a estas
subestaciones que garantice el
restablecimiento del servicio de
energía en un tiempo mínimo, por tal
razón se tiene el reto en el año 2016
poder trabajar en proyectos de
planeación donde se pueda mitigar
este riesgo.
Para el año 2015, los eventos más
importantes que se presentaron en el
sistema eléctrico y que causaron gran
impacto en cada uno de los grupos de
interés fueron:
INDISPONIBILIDAD SISTEMA ELECTRICO A CAUSA DE SUBESTACIONES Y LINEAS
CIRCUITO FECHA INICIAL FECHA FINAL CAUSA OBSERVACIONES MUNICIPIOS AFECTADOS
TRAFO 33/13.2 KV EL LLANO
18/01/2015 00:05
18/01/2015 11:41
FUSIBLES
QUEMADOS
TRAFOS POR
DESCARGAS
ATMOSFERICAS
Se encontró trasformador 33/132.kv en subestación con
fusibles quemados. El reconectador por el lado de baja
tensión no disparo, se cambió fusibles y se normaliza servicio
en subestación el llano. Se generó una indisponibilidad de
11.6 horas de este transformador.
Zona rural Victoria
VITERBO-APIA
33 KV
19/01/2015
11:29
19/01/2015
19:30 FALLA EN CTS
Dispara interruptor VBO30L12 encontrando que la falla se
debe a problemas en los CTs en subestación Viterbo. Las
subestaciones Pueblo Rico, Guarato y Santa Cecilia quedan
indisponibles durante 7.92 horas. Al día siguiente el grupo de mantenimiento de Carlos Ramírez (Contratista) cambio los 3
CTs fallados.
Pueblo Rico,
Guarato y Santa
Cecilia
INDISPONIBILIDAD SISTEMA ELECTRICO A CAUSA DE SUBESTACIONES Y LINEAS
CIRCUITO FECHA INICIAL FECHA FINAL CAUSA OBSERVACIONES MUNICIPIOS AFECTADOS
VITERBO-
BALBOA 33 KV
07/02/2015
19:43
08/02/2015
07:28
FALLA
CUCHILLA
RECONECTADOR
GENERAL
Se presenta evento sobre la línea Viterbo Balboa 33 kV, por
guaduas sobre la red entre los apoyos 46 y 48. Se descargaron los circuitos 13.2 kV de la subestación y se
dejaron interconectados mientras se efectuó la reparación de
la falla. A causa de esta falla la línea Viterbo – balboa 33 kV
estuvo indisponible durante 11.73 horas. Adicionalmente se
presenta falla en cuchilla y el conector no aprieta, al día siguiente el grupo de Manuel Aguilar repara la falla.
Balboa, La Celia
TRAFO 33/13.2
KV
GUARINOCITO
14/02/2015 07:05
14/02/2015 13:51
FALLA
TRANSFORMAD
OR
Reposición de transformador de potencia de subestación
guarinocito pasando de 1MVA a 0,750KVA a causa de alarma
persistente y reporte del laboratorio de aceites
Zona rural Dorada
APAGON GENERAL ZONA
MANIZALES
14/02/2015
15:29
15/02/2015
11:37
FALLA
SECCIONADOR DE BARRAS
TRAFO 115/33
KV
Se presenta apagón general en las subestaciones
mencionadas y del autotransformador en subestación La Enea, a causa de falla en seccionador de línea del campo de
alta del transformador 115/33 kV de esta misma subestación.
Dicho transformador se deja indisponible hasta el día
siguiente, cuando la bahía de alta es normalizada por el campo de transferencia, mientras se realizaban las gestiones
pertinentes para la reposición del seccionador fallado.
El día 20 de febrero se llevó a cabo el cambio y reposición del
seccionador fallado.
Manizales,
Villamaría,
Chinchiná, Neira, Herveo,
TRAFO 33/13.2
KV IRRA
17/02/2015
08:09
10/04/2015
16:46
FALLA TRANSFORMAD
OR
Se presenta desconexión de las bahías de alta y baja del transformador 33/13.2 kV en subestación Irra; en revisión
realizada por personal de Subestaciones declaran fallado
dicho transformador. Los circuitos 13.2 kV de subestación
Irra se dejan interconectados con las subestaciones Quinchía
y Altamar. El 10 de abril se energiza nuevamente dicho transformador
después de las actividades de reparación correspondientes.
Neira, Quinchía
TRAFO 33/13.2 KV LA FELISA
27/03/2015 08:16
16/07/2015 12:00
FALLA
TRANSFORMAD
OR
Se requirió sacar de servicio el transformador 33/13.2 kV de
la subestación La Felisa por problemas de gases internos.
Para lo anterior se alimentó dicha subestación a través del circuito El Tambor de la subestación, La Merced utilizando la
línea 33 kV La Merced – la Felisa energizada a 13.2 kV. El
transformador se repone el día 16 de Julio
La Felisa
DORADA-
VICTORIA 33 KV
01/04/2015
02:11
01/04/2015
17:23
Mando
Interruptor
DOR30L23
Se presenta breaker failure en la barra de 33 kV de la
subestación Dorada causado por el interruptor DOR30L23 Perico – Victoria, el cual no operó ante un disparo de sobre
corriente direccional 67. Se encontró que en el mando del
interruptor en mención las bobinas de disparo estaban
quemadas por lo que este quedó indisponible mientras la corrección de la falla; y la carga de Perico fue alimentada por
la subestación Victoria. El interruptor tuvo una
indisponibilidad de 15.19 horas
Dorada, Norcasia,
Florencia, Zona
rural Victoria
NORCASIA-
FLOENCIA 33 KV
06/04/2015
21:52
08/04/2015
18:26
LINEA PRIMARIA
REVENTADA
Línea primaria reventada fase B en finca Alto San Juan, un
vuelo de aproximadamente 1000m en Tramo de Red 9855 entre nodos B80341 y 331; tener en cuenta que esta línea
tiene mucha inducción, si le ponen tierras portátiles se las
quema; demarcaron el área y advirtieron al personal de la
Finca no ingresar al área demarcada hasta que La CHEC repare la falla.
Florencia
TRAFO 33/13.2
KV SANTA
CECILIA
08/04/2015
04:39
08/04/2015
10:40
FUSIBLES
QUEMADOS
TRAFOS POR
DESCARGAS ATMOSFERICAS
Se cambian fusibles quemados en transformador de potencia.
Se cambian fusibles quemados en seccionador quedando el
servicio normal. fuertes condiciones atmosféricas en el sector
Santa Cecilia
SALAMINA-
ARAZAZU 33 KV
10/04/2015
18:16
11/04/2015
11:03
ARBOL SOBRE
LA LINEA
Se presenta una indisponibilidad de la línea Salamina –
Aranzazu 33 kV de 16.8 horas por arcos primarios
reventados y árbol sobre la red, por lo que mientras se llevaba a cabo la reparación la alimentación de las
subestaciones Aranzazu y Filadelfia se debió trasladar hacia
la línea Peralonso – Neira 33 kV. Cuando aún no se
subsanaba la falla sobre la línea Salamina – Aranzazu 33 kV, se presentó apertura de la línea Peralonso – Neira 33 kV
presentándose una nueva desatención de demanda en las
subestaciones Aranzazu y Filadelfia, y adicional en la
subestación Neira por casi 1 hora, mientras se realizaban las maniobras de normalización de dicha línea de forma local,
por falla en la comunicación
Filadelfia,
Aranzazu
TRAFO 115/33
KV LA ROSA
13/04/2015
08:48
13/04/2015
10:48
BORNERA
SULFATADA
Se presenta desconexión de uno de los transformadores
115/33 kV de la subestación La Rosa, a causa de bornera
sulfatada; generándose una indisponibilidad de 2 horas mientras se realizaban las actividades de
reparación13/04/2015 08:48:39 a. m.
Ninguna
INSULA-
MANIZALES 33
KV
15/04/2015 17:36
16/04/2015 10:09
FALLA LINEA
se cambió aislador de pin fallado en el nodo b25032 de la
líneaManizales Ínsula manuela 33 kv, se normaliza la subestación manuela ya que tenía los circuitos 13.2 kv
interconectados. INDISPONIBLE INDUSTRIAS IBC y Stepan
Zona rural
Manizales, industrias Stepan
e IBC
INDISPONIBILIDAD SISTEMA ELECTRICO A CAUSA DE SUBESTACIONES Y LINEAS
CIRCUITO FECHA INICIAL FECHA FINAL CAUSA OBSERVACIONES MUNICIPIOS AFECTADOS
SALAMINA-
COLES 33 KV
15/04/2015
19:42
16/04/2015
13:49 FALLA LINEA
línea de guarda reventada en la vereda alto de las coles
nodos b72054 al b72056 la línea queda en el suelo para recoger
Zona Rural de
Pacora
TRAFO 33/13.2
KV MARGARITA
03/05/2015
18:58
06/05/2015
10:22
FALLA
CUCHILLAS
Se repara falla provisional en cuchillas b2001a quedando
indisponibles y puenteadas. se cambia cuchilla partida de la
bahía MGT23T11
Arauca, Zona rural
Risaralda
TRAFO 115/33
KV RIOSUCIO
13/05/2015
17:40
25/11/2015
16:52
FALLA TRANSFORMAD
OR
Se saca fuera de servicio transformador 115/33 kV, a causa
de un incremento considerable de gases, fuera de los rangos recomendables de operación, poniendo en riesgo la vida útil
del equipo y por ende la prestación del servicio. El
transformador es entregado para reparación a la empresa
Explorer y la carga que normalmente alimenta dicho transformador fue transferida por el nivel 33 kV del sistema
en la zona Noroccidente, presentándose en muchas ocasiones
inconvenientes por bajas tensiones, y poca confiabilidad del
sistema ante una falla en la zona por el nivel de 33 kV.
El transformador es entregado nuevamente para operación el día 25 de Noviembre, después de las reparaciones
pertinentes
Riosucio, Supía, Quinchía, La
Felisa, El Dorado
BARRA 115 KV
DORADA
01/07/2015
00:48
01/07/2015
01:40
ACTUACION
RELE 87B
Se abre línea Dorada – Victoria 115 kV y se despeja la barra
115 kV en la subestación Dorada, desconectándose todos los
interruptores por 115 kV. Se realiza inspección en la subestación sin encontrarse anomalía.
Posteriormente el día 05 de julio se presentaron otros dos
eventos similares al mencionado anteriormente, donde nuevamente y en dos ocasiones (al amanecer y en la noche
del 05 de Julio) se presentó apertura de todas las bahías 115
kV asociadas a la subestación Dorada, y se despejó la barra
115 kV (es decir, se abrieron todas las bahías asociadas la barra 115 kV); se realizó nuevamente verificación en sitio sin
encontrarse anomalía alguna, por lo que se procedió a la
normalización efectiva de la subestación Dorada. Después de
realizados los análisis pertinentes por parte del equipo de trabajo de Ingeniería de la Operación, se concluyó que estos
eventos fueron producto de la actuación de la protección
diferencial de barras en el nivel 115 kV.
Dorada, Norcasia, Florencia, Zona
rural Victoria
BARRA 115 KV
DORADA
05/07/2015
04:23
05/07/2015
04:45
ACTUACION
RELE 87B
MANIZALES-
CHINCHINA 33
KV
19/08/2015
10:47
19/08/2015
23:16
FALLA CABLE
AFLORAMIENTO
se realiza empalme premoldeado y se realiza prueba de controles de esfuerzo en el afloramiento del circuito se
ingresa maniobra sobre la sw m210021 por solicitud de gio,
odo tramitada por EfrénSuárez
Ninguna
TRAFO 33/13. KV CHINCHINA
04/09/2015 00:11
04/09/2015 01:02
SECCIONADOR
DE BARRAS
CHA30L15
Grupo de reparaciones detectan bajante primaria reventada entre la barra 33 kV y el seccionador de barras de la bahía
del circuito Industrial 33 k; para llevar a cabo la reparación
fue necesario des energizar por casi una hora la barra 33 kV
en la subestación Chinchiná, interconectando los circuitos 13.2 kV de dicha subestación durante el tiempo de des
energización de la barra 33 kV.
Chinchiná,
Palestina, Zona
Rural Santa Rosa
MANZANARES-
PENSILVANIA 33 KV
18/09/2015
20:56
19/09/2015
12:44
LINEA DE
GUARDA REVENTADO
Se repara línea de guarda reventada, por pino que cae sobre
la red primaria, entre los apoyos B37011 y B37012. el
circuito queda normal a las 11:43 pero por problemas de comunicación se retrasa la normalización de la subestación
Pensilvania solo hasta las 12:44
Pensilvania
TRAFO 33/13.2
KV CAMPSTRE
28/09/2015
12:30
02/10/2015
15:14
FALLA
TRANSFORMADOR Y
CUCHILLAS DE
LINEA
Se presenta falla sobre la línea Rosa - Campestre 33 kV, ya
que a la llegada de la línea a la subestación Campestre, se
quemaron 2 cuchillas afectando la crucetería y demás herrajes. Se interconectan los circuitos 13.2 kV de la
subestación Campestre; y la línea queda indisponible durante
19 horas mientras se culminaba la reparación. De igual
manera se encuentra que el trafo 33/13.2 kV está fallado
Dosquebradas
TRAFO 33/13.2
KV LAS COLES
22/10/2015
16:53
24/10/2015
11:21
FALLA
TRANSFORMAD
OR
Disparolínea 30L12 pacora las coles y rechaza ensayos fuertes lluvias en la zona se envía a revisión y se normaliza
línea con trf de s/e las coles abierta. Se realizan pruebas al
trf encontrando este quemado
Zona Rural Pacora
BARRA 115 KV
DORADA
05/11/2015
02:52
05/11/2015
04:37
FALLA
SECCIONADOR GUADUERO
El día 02 de noviembre se presenta apertura simultánea de
las bahías de 115 kV asociadas a la subestación, des energizándose completamente la barra 115 kV, a causa de
una afectación en la cadena de aisladores de las fases A y B
del seccionador de barra en la bahía 115 kV de Guaduero.
Para el desmonte y reposición del seccionador fallado se
debieron realizar dos nuevos apagones de la barra 115 kV los días 05 y 07 de Noviembre, durante una hora cada día
Dorada, Norcasia,
Florencia, Zona rural Victoria
NORCASIA-FLOENCIA 33 KV
01/11/2015 22:57
02/11/2015 11:23
ARBOL SOBRE LA LINEA
Retiran arboles de le línea que afectaban cable de guarda el
cual se recostó al cto Berlín y a la línea 33 nor-flr en b1915 y
entre nodos 13,2kv e51162 y 63 a
Florencia
TRAFO 115/33
KV RIOSUCIO
18/12/2015
12:02
FALLA
TRANSFORMAD
OR
Se presenta vendaval en la zona Noroccidente, durante la
cual ocurre desconexión del transformador 115/33 kV de la
subestación Riosucio, el cual llevaba 23 días de operación, después de la reparación efectuada. En revisión realizada por
personal de Subestación, nuevamente detectan falla sobre el
transformador por lo que indican no energizarlo, y
nuevamente recurrir a las transferencias de carga por el nivel de 33 kV de la zona. El transformador debe ser entregado
Riosucio, Supía,
Quinchía, La
Felisa, El Dorado
INDISPONIBILIDAD SISTEMA ELECTRICO A CAUSA DE SUBESTACIONES Y LINEAS
CIRCUITO FECHA INICIAL FECHA FINAL CAUSA OBSERVACIONES MUNICIPIOS AFECTADOS
nuevamente a la empresa contratista para hacer efectiva la
garantía de la reparación. Mientras tanto continúan los inconvenientes por bajas tensiones en la zona Noroccidente
CHEC
En el año 2015 se realizan obras civiles de adecuación de patio y edificio de control de la subestación Dorada conjuntamente con el equipo de mantenimiento edificios. Las actividades realizadas consisten en el suministro de triturado, mantenimiento de rejillas de fosos de transformadores e imbornales, demolición y construcción de viga
carrilera para cambio rápido de transformador 33/13.2kV, demolición de bases en desuso, retiro de tapas de cámaras, cárcamos en mal estado y fabricación de tapas nuevas, ampliación y cambio de puerta principal, reparación de cárcamos y adecuación de huellas internas vehiculares; en cuanto a las obras presupuestadas y ejecutadas por parte del equipo de mantenimiento de edificaciones se realiza el cambio de equipos de aire acondicionado, el cambio de cubierta, la pintura general, cambio de piso de la sala de operación y la remodelación de baño y cocineta.
Antes Después
Zona carrilera patio de 33 -115 kV, se adecua sardinel, triturado y se adecua carrilera para cambio rápido de transformador de 33 kV.
Adecuación de cárcamo y tapas de cárcamo en el acceso de la subestación
Otra vista de la adecuación del cárcamo de entrada y se observa el cambio de puerta de acceso
Adecuación de cámaras, cárcamos y tapas de cárcamos
Continuación de huellas vehiculares y suministro de triturado
Vista frontal de la casa de control donde se observa la readecuación de la carrilera para cambio rápido del trafo de 33/13.2 kV, el suministro de triturado y se observa el cambio de cubierta y la pintura de la casa de control
Mantenimiento de rejillas de foso de transformador de 33/13.2kV y suministro de triturado para foso
Ampliación y cambio de puerta en el acceso a la subestación
Foto general del patio de la subestación Dorada
Obras de Adecuación del Patio en la Subestación Armenia y cambio de equipos de patio En el año 2015 se realizan obras civiles de adecuación de patio y las obras civiles para la reposición de equipos en
el patio de 33 y 115 kV de la subestación Armenia conjuntamente con el equipo de mantenimiento edificios. Las actividades realizadas en patio consisten en la demolición de bases en desuso, retiro de tapas de cámaras y cárcamos en mal estado y fabricación
de tapas nuevas, reparación de cámaras en mal estado, reparación de cárcamos y adecuación de huellas internas vehiculares, la construcción de bases para la instalación de extintores frente a transformadores, la reparación de tramos de cerramiento y la pradización de zonas verdes. En cuanto a la obras civiles para la reposición de
equipos se realizó la demolición y construcción de una base para la instalación de un nuevo interruptor en la Bahía 30T11, también se realizó la construcción de 4 bases para MK para reposición ubicadas en el patio de 115 kV en las bahías y la construcción de una base para un PT en la bahía Regivit 115 kV.
Antes Después
Construcción de tapas de cárcamos
Demolición y construcción de nueva base para reposición de interruptor Bahía
30T11
Readecuación de tapas de cámaras
Demolición y construcción de tapas para cárcamos
Reparación de cerramiento en mal estado y empradización de zonas verdes
Demolición y construcción de tapas para cárcamos y construcción de bases para MK´s
Construcción de bases para MK´s y adecuación de base existente MK antiguo sellándolo con tapas
Reparación de cerramiento en mal estado
Reparación de cerramiento en mal estado y pradización de zonas verdes
Construcción de bases para extintores frente a transformadores
Pradización de zonas verdes demarcando vía de acceso a patio y limpieza general
El desempeño ambiental de la organización se gestiona desde los procesos de Gestión Obligaciones de Ley y Desempeño Ambiental, enfocados en el trámite de licencias, autorizaciones y permisos ante autoridades, desarrollo de programas relacionados con el cumplimiento de normatividad vigente, seguimiento a los compromisos con diferentes actores, aplicación de estrategias preventivas e integradas en los procesos productos y servicios, para
reducir costos y disminuir impactos ambientales, facilitando las decisiones de las áreas con respecto al desempeño ambiental de la organización mediante la selección de procedimientos aplicables a las actividades diarias donde se identifiquen aspectos ambientales, reduciendo así los impactos ambientales negativos, utilizando nuevas tecnologías y optimizando los recursos dentro de las posibilidades de la organización. Gracias a los cambios que se dieron en la estructura organizacional a finales de 2014, durante el año 2015 se
incrementaron las acciones desde Gestión ambiental para el negocio de Transmisión y Distribución. A continuación las principales actividades e iniciativas desarrolladas: MÓDULO SUSTANCIAS PELIGROSAS Se realizaron cambios en la base de datos JD Edwards para la implementación el Módulo de Sustancias Peligrosas, identificación y asignación de responsabilidades, información a suministrar de acuerdo a los estados en los que se encuentre el equipo (uso, desuso o desecho). Se realizó el cargue del periodo de 2014 al Inventario Nacional de PCB administrado por el IDEAM. Con base en este reporte se realizaron correcciones, actualizaciones, complementación de información y validación de la misma de acuerdo a los nuevos requerimientos exigidos en la normativa ambiental vigente. APLICATIVO IDSOS (Indicadores de sostenibilidad) Se cargó información sobre consumo de agua, consumo de energía, generación de residuos, iniciativas ambientales, fortalecimiento de la cultura y contingencias ambientales, correspondiente al periodo enero – diciembre de 2015 de todas las instalaciones asociadas al negocio. SOFTWARE DE CARACTERIZACIÓN FORESTAL La información de caracterizaciones forestales se creó como una nueva
capa en el aplicativo corporativo de visualización y consulta de información geográfica MapGuide. La información se puede visualizar en dicho aplicativo activando la capa correspondiente y entregando de manera inmediata información referente al elemento de la vegetación seleccionada, tal como: tipo de vegetación, altura de la vegetación (rango), actividad recomendada a realizar, tramo y nodos de red a los cuales está asociado dicho elemento. ORDEN Y ASEO Se realizaron grupos focales con apoyo de Cambio y cultura, con el fin de identificar las razones por las cuales se tienen casos de almacenamiento inadecuado de residuos ordinarios y especiales en subestaciones y bodegas del negocio de TyD. A las reuniones asistió personal de almacenes, mantenimiento de distribución, subestaciones y líneas, mantenimiento de edificios, servicios generales, entre otros, quienes realizan diferentes actividades en instalaciones de la empresa. A partir de las observaciones y resultados de los grupos focales, se plantearán alternativas de mejoramiento para el año 2016. DERRAMES Se realizó la compra de elementos para la atención de derrames de hidrocarburos. Este material se entrega en kits especiales para diferentes grupos de mantenimiento e instalaciones del negocio de Transmisión y Distribución, dependiendo de los productos
manipulados, garantizando mayor facilidad en su manipulación y transporte. RIESGO QUÍMICO Durante 2015 se dio continuidad a la mesa de riesgo químico conformada por personal de gestión ambiental, seguridad y salud en el trabajo y un asesor de la ARL. Partiendo del Plan de contingencias y el programa de manejo seguro de productos químicos elaborados en 2014, se dio inicio a las inspecciones de campo para actualizar inventario de productos químicos y residuos peligrosos. A partir de la información recolectada en campo se actualizaron hojas de seguridad, se realizó el diseño y compra de etiquetas y, con apoyo de un practicante universitario, se desarrolló una herramienta para creación de matrices de compatibilidad. GESTIÓN DE PCB Se logró la actualización del 100% de base de datos de equipos con aceite dieléctrico, que son potenciales contenedores de PCB, gestionando información de resultados de laboratorio semicuantitativos emitidos por el Laboratorio de Aceites de CHEC y cuantitativos por medio del contrato con la Universidad Industrial de Santander - UIS, identificación, almacenamiento, etiquetado y eliminado de los equipos contaminados. Una vez identificado por medio de análisis cuantitativo los transformadores con contenido de PCB, se procede a realizar su
etiquetado y almacenamiento temporal en la bodega de PCB. CAPACITACIONES A partir de visitas de campo y solicitudes de diferentes procesos se dictaron capacitaciones específicas para el personal que represente, por sus actividades diarias, algún impacto ambiental significativo. Los temas tratados fueron: • Lineamiento ambiental de CHEC • Riesgos o impactos ambientales • Normatividad vigente • Formatos, indicadores y procedimientos del proceso de Gestión Ambiental • Desempeño ambiental de la organización y la participación de cada trabajador en el mejoramiento continuo. • Gestión forestal. • Acompañamiento a la gestión social del negocio. Además se diseñaron y publicaron estrategias de comunicación para fortalecer conocimientos en temas ambientales.
Para realizar una buena administración de los recursos financieros es necesario conocer las inversiones y dar un buen cumplimiento al presupuesto aprobado por la junta directiva de la empresa, para ello la subgerencia de subestaciones y líneas para el año 2015 ha obtenido un cumplimiento del 95%, demostrando el compromiso de los equipos de trabajo en tener un sistema en óptimas condiciones, aportando así a la sostenibilidad del negocio garantizando la disponibilidad y
confiabilidad de los activos con criterios de eficiencia, eficacia y
efectividad.
Dentro de la subgerencia de
subestaciones y líneas para dar
cumplimiento con uno de los objetivos
estratégicos “Optimizar procesos”
resalta dentro de sus compromisos el
análisis de los costos asociados a las
actividades ejecutadas por los grupos
de trabajo, para ello tiene en cuenta los
costos de mano de obra, costos de
materiales, entre otros,
proporcionando así una fuente de
información necesaria para el
planeamiento, estudio de alternativas
y toma de decisiones o medidas que
eviten la actuación negativa de los
factores que generan desviaciones
entre los costos reales y los planeados.
Así mismo posibilita medir el
comportamiento sobre la eficiencia y la
eficacia del área y ofrece información
para el control administrativo
encaminando siempre en obtener
mejores resultados a todos los grupos
de interés.
Para el año 2015, la subgerencia de
subestaciones y líneas ha obtenido un
cumplimiento del 74% del presupuesto
aprobado para las cuentas de costos y
gastos, así:
INICIATIVA DE INVERSION PTO. APROBADO 2015 EJECUTADO 2015 VARIACION % CUMPLIMIENTO
SUBGERENCIA SUBESTACIONES Y LINEAS 7,265,404,590 6,887,842,481 -377,562,109 95%
PT-DI-03-23-003 MEDIDA EN SUBESTACIONES 196,484,687 164,853,524 -31,631,163 84%
PT-DI-03-23-004 CONST. LINEA 33 KV BELALCAZAR- LA VIRGINIA 691,514,470 1,231,062,445 539,547,975 178%
PT-DI-03-23-005 COMPRA ACTIVOS S/E MARQUETALIA 200,000,000 0 -200,000,000 0%
PT-DI-03-23-006 EXPANSION S/E LA VIRGINIA 33/ 13,2 Kv 250,000,000 0 -250,000,000 0%
PT-DI-03-24-001 CONEXION AL STN S/E ARMENIA 278,933,711 343,670,836 64,737,125 123%
PT-DI-03-26-001 CONST.LINEA 33 KV ROSA-BOSQUES 100,000,000 369,985,441 269,985,441 370%
PT-DI-07-04-001 AUTOMATIZACION S/E ANSERMA 518,434,409 675,647,780 157,213,371 130%
PT-DI-07-09-001 AUTOMATIZACION S/E HERMOSA 318,695,329 1,020,275,245 701,579,916 320%
PT-DI-08-21-001 ADQ. TRAFOS DE POTENCIAS 514,028,975 501,410,000 -12,618,975 98%
PT-DI-08-21-003 ADQU. PLANTAS DE EMERGENCIA 56,347,200 59,400,001 3,052,801 105%
PT-DI-08-21-004 ADQUI. SECCIONADORES 33-115 KV 367,490,619 0 -367,490,619 0%
PT-DI-08-21-005 ADQUISICION BANCO BATERIAS 130,625,280 328,774,962 198,149,682 252%
PT-DI-08-21-006 ADQUISICION CELDAS METALCLAD 912,847,241 0 -912,847,241 0%
PT-DI-08-21-007 ADQUISICION INTERRUPTORES 266,547,291 423,963,850 157,416,559 159%
PT-DI-08-21-008 ADQUISICION INVERSORES 13,238,496 12,296,000 -942,496 93%
PT-DI-08-21-010 ADQUISICION RECTIFICADORES 109,392,000 0 -109,392,000 0%
PT-DI-08-21-011 OBRAS CIVILES EN SUBESTACIONES 1,085,164,853 10,401,940 -1,074,762,913 1%
PT-DI-08-21-017 ADQUI. TRAFOS DE MEDIDA CTS - PTS 33 Y 115 KV 337,124,771 17,174,998 -319,949,773 5%
PT-DI-08-21-018 REPOSICION LINEA PERICO-VICTORIA 33 KV 70,000,000 181,720,800 111,720,800 260%
PT-DI-08-21-020 ADQUISICION DE DPS 52,012,800 0 -52,012,800 0%
PT-DI-08-21-021 REPOSICIÓN DE EQUIPOS DE SERVICIOS AUXILIARES 229,000,000 0 -229,000,000 0%
PT-DI-08-22-001 ADQUISICION EQUIPOS 317,522,458 612,397,718 294,875,260 193%
PT-DI-08-28-001 MANO DE OBRA PARA PUESTA EN SERVICIO EQUIPOS 150,000,000 113,445,464 -36,554,536 76%
PT-DI-08-29-001 ACCESORIOS PARA PUESTA EN SERVICIO EQUIPOS 100,000,000 0 -100,000,000 0%
PT-DI-08-21-013 RECONSTRUCCION TRAFOS DE POTENCIA 0 821,361,476 821,361,476
CUENTA CONTABLE CONCEPTO
PRESUPUESTO APROBADO
EJECUCION 2015
VARIACION CUMPLIMIENTO
5 669 890 540 4 176 642 632 -1 493 247 908 74%
0233.151808.01010101 Inventariable 548 291 421 319 719 079 (228 572 342) 58%
0233.151807.01010101 Repuestos 83 457 166 90 313 453 6 856 287 108%
0233.165511.02010101 Equipos y Herramientas 12 268 413 24 229 114 11 960 701 197%
0233.197009.02010101 Servidumbres 300 000 000 56 127 650 (243 872 350) 19%
02337500.754001.01010101 Mantenimiento de Construcciones y Edif 206 442 522 381 480 073 175 037 551 185%
02337500.754002.01010101 Mantenimiento maquinaria y equipo 163 669 998 99 511 621 (64 158 377) 61%
02337500.754010.01010101 Reparación maquinaria y equipo 108 006 601 34 210 209 (73 796 392) 32%
02337500.754006.01010101 Mantenimiento terrenos 150 000 000 - (150 000 000) 0%
02337500.754007.01010101 Mantenimiento Líneas Redes y Ductos 2 388 474 318 1 814 250 869 (574 223 449) 76%
02337500.754008.01010101 Mantenimiento de Plantas 665 609 560 376 817 776 (288 791 784) 57%
02337500.754204.01010101 Avalúos 10 000 000 5 985 790 (4 014 210) 60%
02337500.754290.01010102 Honorarios 68 568 000 61 479 011 (7 088 989) 90%
02337500.754208.01010101 Diseños y Estudios 138 000 000 254 239 355 116 239 355 184%
02337500.755005.01010101 Materiales construcción 8 000 000 10 464 218 2 464 218 131%
02337500.755007.01010101 EF Elementos y accesorios energía 256 048 798 186 418 678 (69 630 120) 73%
02337500.755013.01010101 Otros elementos y materiales 209 053 742 96 032 176 (113 021 566) 46%
02337500.755015.01010101 Costos de gestión ambiental 300 000 000 310 186 110 10 186 110 103%
02337500.580890.01010103 Indemnizaciones 50 000 000 18 988 800 (31 011 200) 38%
02337500.757003.01010101 Servicio de Restaurante 4 000 000 2 113 762 (1 886 238) 53%
02337500.751036.01010101 Seguridad Industrial 33 030 889 33 030 889
02337500.751024.01010101 Impresos y publicaciones 1 044 000 1 044 000
A continuación se muestra los costos
asociados al equipo de trabajo
mantenimiento de subestaciones para
el año 2015:
COSTOS 2015
COP MILLONES
MANO DE OBRA 397 367 756,94
MATERIALES 461 756 785,18
VIATICOS 177 735 373,00
TRANSPORTE 52 156 710,00 COMBUSTIBLE
VEHICULOS 21 640 000,00
TOTAL COSTOS 2015 1 110 656 625,12
En el año 2015, la actividad regulatoria se concentró principalmente en tomar medidas para afrontar los eventos que podrían poner en riesgo la confiabilidad del sistema eléctrico, pues el fenómeno de El Niño se ha prolongado más de lo previsto y su severidad ha superado ampliamente lo inicialmente anticipado, reduciendo de forma considerable los aportes hídricos al sistema y aumentando la necesidad de contar de forma confiable con generación térmica para satisfacer adecuadamente una mayor demanda de electricidad por parte del Sistema Interconectado Nacional. A esta situación, se ha sumado una serie de factores que la ha agudizado: la caída del precio de algunos derivados del petróleo se ha reflejado en una caída sustancial y acelerada del precio de escasez; el cierre de la frontera con la República Bolivariana de Venezuela ha puesto presión sobre la cadena logística de suministro de combustibles líquidos, elevando los costos de transporte asociados; la cantidad disponible de gas natural para generación eléctrica ha disminuido a causa de la declinación de los campos de producción. Tanto la
coyuntura climática como los factores agravantes arriba mencionados han afectado los costos de la prestación del servicio de energía eléctrica y ponen en riesgo la disponibilidad de energía para abastecer la demanda en forma continua. Así mismo, se definen la actualización de los costos anuales por el uso de los activos en los sistemas de Distribución y Transmisión de CHEC. De igual manera se siguió trabajando en la resolución CREG 038 de 2014 – Código de Medida Resoluciones vigentes a enero de 2016
RETIE Resolución CREG 025 de 1995 (Código de Redes) Resolución CREG 097 de 2008 (Calidad del servicio de Energía) Resolución CREG 094 de 2012 (Calidad del servicio STR) Resolución CREG 065 de 2000 (Consignaciones Nacionales) Resolución 3673 de 2009 (Trabajo en Alturas) Resolución 1348 (Reglamento Salud Ocupacional)
La gestión desarrollada a través del área de proyectos es de vital importancia dentro de la dinámica de la empresa y de la región dado que permite fortalecer territorios sostenibles mediante el desarrollo de proyectos de infraestructura para atender el crecimiento de la demanda que apalanque el crecimiento socio económico de las regiones en las cuales CHEC tiene presencia. Adicionalmente el grupo EPM tiene
dentro de sus estrategias fortalecer las capacidades y habilidades de su personal para ser referentes en el desarrollo de proyectos. Con la ejecución de los proyectos se apalanca el objetivo estratégico del grupo: “Fortalecer la gestión de proyectos” el cual busca implementar una disciplina para la gestión de proyectos homogénea para todos los negocios/geografías, que aumente la probabilidad de cumplimiento en costo, calidad, tiempo y alcance.
METAS-RETOS ESTABLECIDOS EN 2014 PARA 2015
LOGROS 2015
Dar inicio a la ejecución de los proyectos del plan de expansión del sistema en especial las ampliaciones de conexión al STN estimadas en COP 70.000 millones.
Ampliación de 90 MVA 230/115 kV en la subestación Esmeralda y su línea asociada de 115 kV
Ampliación de 150 MVA 230/115 kV en la subestación la Hermosa y líneas asociadas de 115 kV
Ampliación de 150 MVA 230/115 kV en la subestación la Enea
Reconfiguración doble circuito Esmeralda-Rosa 115 kV (2 x Esmeralda-Hermosa 115 kV + 2 x Hermosa-Rosa 115 kV)
Finalización de la etapa de planeación de la ejecución e inicio de la ejecución de los proyectos definidos en el plan de expansión CHEC y aprobados por la UPME, con presupuesto aprobado por junta directiva por valor de COP 74.721 millones.
Ampliación de 90 MVA 230/115 kV en la subestación Esmeralda 115 kV
Ampliación de 150 MVA 230/115 kV en la subestación la Hermosa
Reconfiguración doble circuito Esmeralda-Rosa 115 kV (2 x Esmeralda-Hermosa 115 kV + 2 x Hermosa-Rosa 115 kV)
Ampliación de 150 MVA 230/115 kV en la subestación la Enea
Normalización de la subestación Manzanares 115 kV”
Se obtuvo un avance del 15% en meta física, reflejado en las siguientes actividades:
- Consolidación del equipo de trabajo.
Normalización de la subestación Manzanares 115 kV”
- Contratación de diseños, estudios eléctricos y ambientales de las subestaciones y la línea.
Inicio de socialización con autoridades ambientales y grupos de interés.
Ejecutar las compras conjuntas con alcance de grupo para sus filiales de energía en Colombia de los siguientes grupos de materiales, compras estimadas en COP 23.600 millones.
Postes metálicos
DPS (pararrayos)
Seccionadores y cortacircuitos
Se llevaron a cabo 3 procesos de compra conjunta liderados por CHEC para adquirir Postes Metálicos, DPS, Seccionadores y cortacircuitos, que permitieron la celebración de contratos que garantizaron el abastecimiento oportuno para los diferentes proyectos y actividades de los negocios del grupo EPM en sus filiales de energía nacionales. De estos procesos de compra se obtuvieron ahorros significativos para cada uno de los grupos de materiales, se relacionan a continuación:
Postes Metálicos : COP 774 309 762
Protecciones (Seccionadores y Cortacircuitos) : COP 58 368 729
Ejecutar el plan de compras de materiales y equipos requeridos por los negocios para sus procesos y proyectos por valor estimado de COP 10.000 millones.
Se ejecutó el plan de compras con 25 procesos de contratación por valor aproximado de COP 12 798 910 498, estos procesos de compra garantizaron el abastecimiento oportuno para los diferentes proyectos y actividades de los negocios de CHEC. Se realizó la gestión de interventoría técnica, financiera y administrativa a los 34 contratos derivados del plan de compras, garantizando calidad técnica de los bienes adquiridos.
Continuar aportando en el proceso de estandarización y normalización de los materiales y equipos y la unificación de las normas de diseño y construcción con alcance de grupo EPM.
Participación constante y comprometida del CET de CHEC en el proceso de estandarización y normalización de materiales, equipos y la unificación de las normas de diseño y construcción con alcance de grupo EPM. Durante el proceso de estandarización y normalización se han puesto a consideración de las partes interesadas (proveedores, comercializadores, fabricantes, usuarios, gremios, etc.) los diferentes documentos en las páginas web de EPM y sus filiales de energía nacionales. Se estandarizaron y normalizaron 37 manuales de materiales y equipos.
Este proceso de estandarización, normalización y unificación facilita la ejecución de compras conjuntas, logrando los beneficios en términos de calidad, costo y productividad.
Presentar oferta a la Convocatoria UPME Enea 230Kv
Desde EPM se definió que CHEC presentara la oferta a la convocatoria pública UPME ENEA 230kV, para lo cual se conformó un equipo paralelo en EPM y CHEC con profesionales de diferentes Área en busca de presentar una oferta competitiva que hiciera a CHEC ganador. Se diseñó como estrategia, trabajar con un Aliado estratégico que coadyuvara en la preparación de una oferta competitiva para lograr ser adjudicatario de dicha convocatoria, el aliado seleccionado es la firma SIEMENS. Se cuenta con la versión inicial de oferta de SIEMENS, Opex, cronograma de proyecto, plan de calidad, documentos de formato UPME establecidos, agregando que los anteriores documentos deberán ajustarse una vez se publique por parte de UPME la convocatoria.
Implementación sistema de gestión de activos
Como resultado del avance del proyecto de gestión de activos del programa grupo EPM sin fronteras, en el año se lograron los siguientes avances :
- Aprobación de política y lineamientos de gestión de activos
- Diagnóstico del nivel de madurez en gestión de activos de la organización
Hojas de ruta para la implementación del sistema de gestión de activos
Plan de gestión de activos no operativos (seguimiento al indicador FUA: Factor de Utilización de Activos)
Durante el año 2015 el FUA pasó del 98,83 % al 99,04 % en el tercer trimestre. Iniciamos el año teniendo COP 10.000 millones en activos no productivos, se identificaron y clasificaron permitiendo generar planes de instalación y reclasificación de 2,5 mil millones correspondientes al 25%.
Implementación de acciones tempranas de Gestión de activos (Gestión de inmovilizados y baja rotación)
En un trabajo conjunto del negocio T&D, cadena de suministro y Gestión de activos se evaluaron los materiales de la bodega central que correspondían al 80% del valor total del inventario obteniendo los siguientes resultados:
1. Compromisos de instalación de materiales en los siguientes dos años por
un valor de COP 5,944 millones 2. Identificación de materiales obsoletos
para dar de baja por un valor COP 2,229 millones
Identificación y reclasificación de materiales como inmovilizados necesarios por un valor de COP 639 millones
Implementación de acciones tempranas de Gestión de activos (Acompañamiento y participación en productividad en el campo)
Implementación de metodología de análisis de criticidad de activos y ajuste de planes de mantenimiento de acuerdo al análisis de criticidad teniendo como objetivo la optimización de los costos AOM y la reducción del pago de compensaciones de acuerdo a la resolución CREG 097. Implementación de metodología de análisis de causa raíz y realización de análisis de causa raíz a 15 circuitos de distribución de energía, se generó plan de acción para cada uno de ellos para corregir las anomalías encontradas; la implementación traerá como como beneficio la disminución de eventos no programados en un 5% en el total de eventos de CHEC, redundando en ahorros y optimización del personal.
Creación de proceso de comisionamiento
1. Comisionamiento Proyectos Tipo P: Para los actuales proyectos (Subestación Enea, Manzanares, Esmeralda y Hermosa), se conformó un equipo de Comisionamiento liderado desde planeación, se realizó jornada de trabajo con todos stakeholder de los negocios y algunas áreas de apoyo para levantar requerimiento para estos proyectos y que estos fueran atendidos en las diferentes fases del proyecto. 2. Comisionamiento Distribución: Desde el proyecto de productividad en campo salió una oportunidad de mejora para Comisionamiento a nivel de Distribución, para lo cual la solución fue crear un RIC de Comisionamiento centralizado y otro a nivel de las regiones donde participan profesional de cada uno de los equipos de trabajo de la subgerencia de Distribución, haciendo participe al CET, Gestión de activos y Gestión Operativa. El objetivo es mejorar los canales de comunicación entre todos los equipos de trabajo que intervienen el sistema
METAS-RETOS 2016
Para los proyectos del STR lograr un avance acumulado del 43% en meta física y una ejecución presupuestal de COP 5 495 millones, representado en los siguientes hitos :
- Ejecución de los diseños de subestaciones y de la línea de transmisión.
- Inicio procesos de contratación de materiales y equipos para los proyectos de subestaciones y líneas por valor estimado de COP 36 387 millones.
- Elaboración de Estudio de impacto ambiental relacionado con la reconfiguración de la línea de transmisión esmeralda – rosa en esmeralda-hermosa-rosa 115kV.
- Radicación de Estudio de impacto ambiental ante la corporación competente.
Socialización con la comunidad de los proyectos a ejecutar (incluye resultado de estudios ambientales).
Presentar la oferta para ser seleccionado como inversionista de la convocatoria pública UPME del proyecto Enea 230 kV.
Inicio de la implementación de Hoja de Ruta de gestión de activos. a. Conformación de equipos líderes de trabajo para priorización de
acciones de acuerdo a sus beneficios y evaluación. b. Metodología y realización de análisis de fallas en los activos c. Metodología y realización de análisis de criticidad de activos d. Ejecución de estrategias de gestión de activos (Costos del ciclo
de vida del activo, confiabilidad, seguridad, calidad, producción) e. Ejecutar ejercicios de toma de decisiones en gestión de activos f. Metodología e implementación de planes de mantenimiento en
base a requerimientos de la ISO 55000.
Continuar aportando en el proceso de estandarización y normalización de los materiales y equipos y la unificación de las normas de diseño y construcción con alcance de grupo EPM.
Ejecutar el plan de compras de materiales y equipos requeridos por los diferentes proyectos y actividades de los negocios de CHEC, garantizandoel abastecimiento con calidad y oportunidad, por un valor total estimado de 12,000 millones de pesos.
Los proyectos que actualmente se
están ejecutando en CHEC se hacen
bajo la guía de dirección de proyectos
que recomienda buenas prácticas en la
aplicación de conocimientos,
habilidades, herramientas y técnicas a
las actividades del proyecto, mediante
la aplicación e integración de 5 grupos
de procesos: iniciación, planificación,
ejecución, seguimiento – control y
cierre.
En CHEC es utilizada la metodología
para el análisis de riesgos establecida
por EPM para el grupo empresarial, en
el cual para cada riesgo identificado se
evalúa el objeto de impacto relevante
clasificado en tiempo, personas,
reputación, ambiente, información y
calidad.
La gestión de riesgos en proyectos se
realiza con el jefe de área, directores de
proyectos, interventores y demás
personas involucradas en los proyectos
contando con el apoyo del profesional
de riesgos del Área de Finanzas de
CHEC.
Durante el año 2015 el Equipo de proyectos de infraestructura y mejora operacional finaliza la planeación para la ejecución de los proyectos aprobados por la UPME en el plan de expansión de CHEC. La planeación inició en el 2014 con un grupo interdisciplinario de profesionales de Empresas Públicas de Medellín y sus empresas filiales nacionales de distribución- transmisión de energía, con el propósito de integrar las buenas prácticas. Dentro de esta etapa se realizó el análisis de la modalidad de ejecución que se implementaría, el análisis tuvo en cuenta las experiencias de ejecución de proyectos realizados en CHEC y en las filiales de energía del grupo. La conclusión del análisis arrojó que los proyectos se desarrollarían por etapas, donde los diseños, las adquisiciones y las construcciones del proyecto se producen en secuencia y por diferentes ejecutores. La planeación de la ejecución tuvo como insumo principal las ingenierías conceptuales1 realizadas en 2014 en las
1 Esta etapa de la ingeniería de un proyecto
busca: Minimizar los riesgos de sobrecostos con respecto a las UC valoradas, la Identificación de tiempos y cronogramas para el desarrollo de los proyectos. La Definición de especificaciones técnicas generales para la contratación de las obras y el suministro de equipos
cuales permiten obtener un estimativo inicial de los recursos necesarios para la ejecución de los proyectos, los riesgos y las alertas tempranas que deben ser tenidas en cuenta para la planeación. También permite tener presupuestos más acercados a los estándares de mercado actual lo que permite contar con herramientas para la toma de decisiones que se adapten mejor al entorno en que se desarrollaran los proyectos. La planeación de los proyectos se realizó bajo metodología estándar para la gestión y el gerenciamiento de proyectos PMI, lo que garantiza una ejecución ordenada y eficiente, dimensionando riesgos asociados al costo, tiempo, calidad y a las dimensiones ambientales, sociales, y prediales asociadas con la naturaleza misma del proyecto, estableciendo controles para su gestión. Como resultado de la metodología aplicada y utilizando los lineamientos y
estándares de grupo, se elaboraron los planes generales de los proyectos, los cuales tienen como propósito indicar la dirección del proyecto, la forma de controlar las actividades y procurar el cumplimiento de objetivos del proyecto, así mismo, servirá de apoyo al líder del proyecto en la planificación, ejecución y evaluación del progreso de actividades, así como en la administración y asignación de recursos. Los mismos contienen planes subsidiarios que permiten definir las actividades y los controles en diferentes aspectos como calidad, comunicaciones, adquisiciones y presupuesto. Con la finalización de la etapa de planeación se procede a iniciar la ejecución de los siguientes proyectos el 01 de julio de 2015:
Tercer autotransformador trifásico 230/115/13,8 kV de 90 MVA en subestación Esmeralda:
Fecha de Puesta en Operación
Descripción CAPEX aprox. (millones)
2018
• Instalación de transformador 90 MVA 230/115 kV en Esmeralda ISA.
• Bahía de línea 115 kV Esmeralda CHEC.
• Bahía de transformación 230kV y ampliación terreno y barraje Esmeralda ISA.
• Adecuación de la conexión del transformador entre Esmeralda ISA – Esmeralda CHEC
$16.146
Fecha de Puesta en Operación
Descripción CAPEX aprox.
(millones)
2018
• Instalación segundo Banco de autotransformadores 3x50 MVA 230/115 KV
• 1 Bahía Banco Autotransformadores 230 kV. • 1 Bahía de llegada autotransformador 115. • 4 bahías de línea 115 kV
$ 22.554
Fecha de Puesta en Operación
Descripción CAPEX aprox. (millones)
2018
• Reconfiguración de la Línea en doble circuito Esmeralda – La Rosa 115 kv, en:
• Doble circuito Esmeralda - la Hermosa 115 kV.
• Doble circuito Hermosa – La Rosa 115 kV
$ 17.841
Fecha de Puesta en Operación
Descripción CAPEX aprox. (millones)
2018
• Instalación segundo Banco de autotransformadores 3x50 MVA 230/115 KV.
• Bahía Banco Autotransformadores 230 kV. • Bahía de llegada autotransformador 115 kV.
$ 21.785
Fecha de Puesta en Operación
Descripción CAPEX aprox. (millones)
2018
• Instalación Pórticos y Barras principal y transferencia de 115kV.
• 2 Bahías de Línea 115kV. • 1 Bahía de Transformación 115/33kV. • 1 Bahía Transferencia 115kV.
$ 12.104
El Aporte de los proyectos a la empresa se refleja mediante los siguientes
indicadores:
Ingresos:
Año
Ingresos T&D CHEC [COP millones]
STR Ingresos proyectos STR
Sin Obras Con Obras
2018 49,178 49,412 233
2020 52,24 58,431 6,191
2022 55,53 62,111 6,581
2024 59,025 66,02 6,995
2026 62,742 70,178 7,436
Los proyectos en mención perciben ingresos adicionales durante su periodo de vida regulatoria el cual es de 30 años. Estos proyectos representan ingresos adicionales para la empresa en promedio de COP 6 700 millones anuales a partir de su entrada en operación. Indicador Potencia Disponible:
Tiene por objeto mostrar cómo cada proyecto, acorde con la capacidad de potencia a instalar en el caso de transformadores y la capacidad de
potencia máxima a transportar en el caso de líneas, impacta su área de influencia, ya que al incrementar dichas capacidades en las subestaciones objeto del respectivo proyecto y para el caso de contingencia simple de los elementos del sistema evaluado, se analiza el efecto que tendrían en cuanto a la Demanda No Atendida (DNA), donde un valor de 0 indica que el proyecto da continuidad del servicio a los usuarios atendidos a nivel de STR, evitando con ello la ausencia del servicio, producto de fallas en la infraestructura del sistema.
Nombre del Indicador
Antes del Proyecto
Después del
Proyecto
Resultado del
Indicador
Resultado en %
DNA en Contingencia
Consecuencia
Potencia Disponible – Esmeralda
180 MVA 270 MVA 1,5 150% 0 DNA
Se garantiza la atención de la demanda y la continuidad del servicio
Potencia Disponible – Enea
150 MVA 300 MVA 2 200% 0 DNA
Se garantiza la atención de la demanda y la continuidad del servicio
Potencia Disponible – Manzanares
105 MVA 210 MVA 2 200% 0 DNA
Se garantiza la atención de la demanda y la continuidad del servicio
Potencia Disponible – Hermosa
150 MVA 300 MVA 2 200% 0 DNA
Se garantiza la atención de la demanda y la continuidad del servicio
Potencia Disponible – Reconfiguración
105 MVA 210 MVA 2 200% 0 DNA
Se garantiza la atención de la demanda y la continuidad del servicio
Indicador Disminución de Pérdidas Técnicas Tiene por objeto dar un indicativo de la bondad que los proyectos en conjunto brindan al sistema, ya que con su
implementación se espera una reducción en las pérdidas técnicas en el sistema. El valor esperado de reducción, a nivel de STR, es el siguiente:
Año
Pérdida de Energía [GWh-año]
STR Diferencia
Sin Obras Con Obras [GWh-año]
2018 43,52 40,21 3,31
2019 44,99 41,22 3,77
2020 48,04 44,41 3,63
2021 51,08 47,61 3,47
2022 54,12 50,8 3,32
2023 57,51 54,12 3,39
2024 60,91 57,44 3,47
2025 64,3 60,76 3,54
2026 67,69 64,08 3,61
Promedio 3,50
Fuente: Informe FINDETER
Lo anterior, resalta la bondad que significa la disminución en las pérdidas, en relación con las emisiones de GEI (gases de efecto invernadero) indirectas asociadas al transporte y distribución de energía por redes. Las emisiones indirectas de GEI asociadas a la electricidad, se definen
en el alcance 2 del protocolo de GEI; partiendo de lo anterior, CHEC reconoce el impacto que genera el Cambio climático y consciente de su responsabilidad en la mitigación de los efectos de la misma procura reducir las pérdidas técnicas de energía. Los beneficios por disminución de GEI se valoran a partir de Las emisiones
indirectas asociadas a las pérdidas de energía por transporte y distribución de energía en todo el sistema CHEC, las
cuales se indican a continuación, teniendo presente que no consideran las pérdidas no técnicas.
Actividad Cantidad [MWh /año] tonCO2e/año
Pérdidas técnicas sin proyectos
66 120 12695
Pérdidas técnicas con proyectos
62 620 12023
Fuente: Informe FINDETER
Los proyectos representan en promedio una reducción de 3,5 GWh/año, los cuales contribuyen a disminuir las pérdidas técnicas, y que se traduce en una reducción en las emisiones de GEI de 5,6% por la puesta en operación de los proyectos.
Igualmente este indicador tiene otra ventaja importante, en cuanto a la disminución de requerimientos de generación de energía eléctrica, al disminuir en 3,5 GWh/año la importación desde las redes del SIN o de generación interna.
Beneficios grupos de interés
Acorde con nuestros Grupos de Interés, a continuación se relacionan los impactos que se generarán en cada uno de ellos
Dueños: con la ejecución de los
proyectos se apalanca la
sostenibilidad económica, social y
ambiental; incrementando el valor
de empresa.
Proveedores y contratistas: para la
ejecución de los proyectos, se
adquirirán insumos y mano de obra
para su realización, con lo cual se
sigue construyendo y manteniendo
relaciones de confianza y mutuo
beneficio.
Clientes: con la ejecución de los
proyectos se están mejorando los
niveles de confiabilidad del servicio,
además que se garantiza la
atención de la demanda, con lo
cual, brindamos un producto y un
servicio con calidad que satisfaga
sus necesidades y contribuya a su
crecimiento y desarrollo.
Comunidad: con la ejecución de las
obras se fomenta el desarrollo
económico, social y ambiental de
las comunidades impactadas en un
marco de corresponsabilidad.
Gente CHEC – EPM (trabajadores):
Permite el desarrollo de actividades
y competencia en el desarrollo de
proyectos de infraestructura para el
personal involucrado en la gestión
integral de los proyectos.
Proyecto Purnio
Proyecto aprobado por la UPME para
mitigar el riesgo de suspensión del
servicio ante la ocurrencia de una falla
en el Sistema de Transmisión Regional
que suministra energía a las regiones
oriente de Caldas, noroccidente de
Cundinamarca y norte del
departamento del Tolima.
El proyecto consistió en conectar el
Sistema de Transmisión Regional en
subestación Dorada 115 kV al Sistema
de Transmisión Nacional en
subestación Purnio 230 kV mediante la
construcción de una bahía de conexión
a 230 kV, una subestación con
transformación de 150 MVA, 230/115
kV, y una línea de transmisión a 115 kV
en circuito sencillo de 5,78 km entre las
subestaciones Purnio y Dorada con sus
bahías de conexión asociadas.
El alcance del proyecto a cargo de CHEC comprendió el diseño, suministro, construcción, montaje, pruebas, puesta en servicio y pruebas de operación comercial de la subestación de transformación Purnio 150 MVA, 230/115 kV, en configuración barra sencilla más bypass y de la línea Purnio - Dorada 115 kV de 5,78 km de longitud con sus bahías asociadas. El alcance del proyecto a cargo de INTERCOLOMBIA comprendió el diseño, suministro, construcción, montaje pruebas, y puesta en servicio de una bahía convencional de
transformador doble barra más transferencia de 230 kV para la conexión al STN. El pasado 22 de febrero de 2015, luego de 27 meses de ejecución contractual, se realizó la puesta en servicio del proyecto Purnio, el cual demandó una inversión de COP 22,700 millones. Esta nueva inversión le generará a CHEC ingresos anuales por un valor de COP 2,354 millones. Las obras del proyecto Purnio se localizan en las áreas urbana y rural del municipio de La Dorada, departamento de Caldas.
En la situación anterior, sin proyecto, se disponía de una sola línea de alimentación a 115 kV para atender la demanda asociada a la subestación Dorada; y ante una falla en la misma se ocasionaba una suspensión del servicio de energía en el oriente de Caldas y en el noroccidente de Cundinamarca hasta que fuera despachada la generación de Termodorada o se realizara la reparación del daño. Así mismo, no se disponía de capacidad de respaldo para atender la demanda del oriente de Caldas y del norte del Tolima, por lo cual ante una falla en la transformación 230/115 kV de la subestación San Felipe o una contingencia en las líneas de transmisión San Felipe - Mariquita 115 kV y Mariquita - Victoria 115 kVse ocasionaba una suspensión del servicio en las regiones indicadas. El sistema eléctrico de respaldo de la región oriental del departamento de Caldas a través de la línea Peralonso - Manzanares 115 kV y Manzanares-Victoria 115 kV era incapaz de soportar las tensiones mínimas de operación en las subestaciones Dorada, Mariquita y Honda, por lo cual se hacía necesario efectuar un racionamiento a la demanda atendida por las mismas.
Con la puesta en servicio del proyecto Purnio, que incluye una nueva conexión al STN, se mejora ostensiblemente la confiabilidad y la calidad en el suministro de energía eléctrica al oriente de Caldas, norte del Tolima y noroccidente de Cundinamarca, se aumenta la capacidad de transformación 230/115
kV en 150 MVA, con lo cual se garantiza la atención del crecimiento futuro de la demanda y la conexión de nuevos usuarios, y se garantiza el suministro de energía eléctrica a los macroproyectos de infraestructura del municipio de La Dorada. Además ésta nueva conexión posibilita la ampliación de la capacidad de importación de potencia del área CQR desde el STN, mejorando notablemente los perfiles de tensión del área, disminuyendo las pérdidas técnicas y mejorando la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica. Los municipios beneficiados con el proyecto son: La Dorada, Norcasia, Florencia, Puerto Salgar, Mariquita y Honda; los corregimientos son: Guarinocito, Isaza, Berlín y San Diego. Además, las cargas de especial importancia abastecidas desde la subestación Dorada, tales como: como la base aérea de Puerto Salgar y las estaciones de bombeo de Ecopetrol Guaduero y Puerto Salgar. Durante la etapa de construcción del Proyecto Purnio se obtuvieron beneficios para la comunidad y la región, tales como:
Generación de empleo directo e indirecto Se ha estimado que durante la construcción del proyecto se emplearon 30 personas en mano de obra calificada y 250 personas en mano en obra no calificada, la cual provino principalmente del municipio de La Dorada.
Reactivación de la economía local Durante la etapa de construcción del proyecto se demandaron servicios de alojamiento, alimentación e insumos en el municipio de La Dorada por parte del personal que laboró en la obra.
Compensación ambiental
Para la construcción de la línea fue necesario intervenir 84 árboles y para la subestación 10 árboles. En cumplimiento del Plan de Manejo Ambiental aprobado por Corpocaldas se realizó la compensación forestal con la siembra de 645 árboles de especies nativas en la ronda del río Purnio y en humedales de la finca El Recreo, la cual se encuentra localizada en la vereda Purnio.
Acciones Relevantes
La gestión del proyecto Purnio fue realizada con personal interno adscrito a la reciente Área de Proyectos con un Equipo del Proyecto conformado por un director del proyecto, dos interventores internos y un tecnólogo; contando además con la participación y apoyo de otras áreas en temas técnicos, ambientales, prediales, jurídicos, regulatorios, comerciales, etc. La licencia ambiental para la construcción de la línea de transmisión ante Corpocaldas fue gestionada con el
apoyo del proceso de gestión ambiental y la obtención de las servidumbres de la línea de transmisión en trece predios impactados fue gestionada con el apoyo del equipo de gestión predial. Para la construcción de la bahía a 230 kV, CHEC suscribió un acuerdo de conexión con ITCO. Para la ejecución de las demás obras del proyecto,CHEC suscribió el contrato 101.12 con el CONSORCIO SIEMENS S.A bajo la modalidad EPC y el contrato 065.12 con la firma CONSULTORES UNIDOS para la interventoría del contrato EPC 101.12. Logros
Durante el presente año se terminaron las obras en la línea de transmisión y en las subestaciones Purnio y Dorada, y se realizaron las pruebas de puesta en servicio del proyecto.
La puesta en servicio y energización del proyecto Purnio se realizó el 22 de febrero de 2015 con registro de activación para remuneración ante el XM.
El contrato de EPC con la firma SIEMENS inició su ejecución el 25 de enero de 2013, y tras 817 días se realizó su cierre contractual el 22 de abril de 2015.
La Terminación y liquidación de los contratos EPC 101.12 y 065.12 de interventoría se realizó bajo las condiciones contractuales establecidas y sin la ejecución de incumplimientos.
Durante las pruebas de operación comercial se realizó la entrega del proyecto a los procesos internos de CHEC para su operación y mantenimiento.
El proyecto tuvo una duración de 27 meses y generó un total de 30 puestos de trabajo en mano de obra calificada y 250 en mano de obra no calificada además de la reactivación económica generada por la compra de insumos, alojamiento y alimentación para el personal que trabajó en la obra.
Es importante destacar que el proyecto Purnio representa la mayor inversión en el STR en los últimos veinte años. Desde este mismo tiempo no se construía una la línea de transmisión a 115 kV.
El proyecto Purnio representa la única conexión al STN propiedad de La CHEC.
Dificultades y aspectos de mejora encontrados en la gestión del proyecto En la ejecución del proyecto Purnio se presentaron algunas dificultades debido a factores externos que han ocasionaron retrasos en el desarrollo del mismo. Entre los aspectos más relevantes se tienen los siguientes:
Retrasos en la obtención de licencias y permisos ambientales.
Dificultades en la gestión predial requerida para la construcción de la línea de transmisión.
Retrasos en la puesta en servicio del proyecto por problemas en la inscripción de la frontera comercial debidos a los cambios regulatorios relacionados con el código de medida.
Se ejecutaron las acciones de mejora identificadas con el desarrollo del proyecto Purnio para el desarrollo de los nuevos proyectos que se encuentran actualmente en ejecución, entre las cuales se destacan:
Creación de la nueva Área de Proyectos y estructuración del Equipo de Proyectos, contratación de profesionales especialistas en temas técnicos y ambientales.
Socialización con el equipo de proyectos de las lecciones aprendidas en los proyectos terminados con el fin de que se plantear las acciones de mejora.
Capacitación de los equipos de trabajo en temas ambientales y prediales.
Relacionamiento funcional con el Área de Proyectos de EPM para el seguimiento y toma de decisiones.
Alianzas
Para el desarrollo del proyecto se realizaron alianzas comerciales con:
SIEMENS S.A para la Construcción del proyecto bajo modalidad EPC.
CONSULTORES UNIDOS LTDA para la Interventoría del EPC.
KONFIRMA para la gestión servidumbres.
ABB LTDA para el suministro de la protección diferencial de barra y actualización de licencias MicroScada.
La gestión social realizada incluyó un trabajo de relacionamiento con los líderes naturales, propietarios, líderes institucionales y con la administración municipal tendiente a desarrollar el proyecto sin generar mayores impactos en lo social con las comunidades.
Gestión de activos
El objetivo de este proyecto es implementar de manera sostenible el sistema de gestión de activos en el grupo empresarial EPM al año 2019 y capitalizar acciones tempranas que generen beneficios financieros del proyecto.
La implementación del sistema de gestión de activos en el grupo Empresarial cubre solo activos físicos productivos y busca mejorar la calidad del servicio y la eficiencia operacional, para lo cual se requiere del desarrollo de las siguientes fases:
CHEC durante el año 2015 inicia la implementación de un sistema de gestión de activos acorde a normas internacionales PAS 55 e ISO 55000, esto permitirá adoptar las mejores
prácticas de empresas de clase mundial mejorando los diferentes procesos de la empresa y por ende su desempeño para lograr su plan estratégico organizacional impactando
positivamente los diferentes grupos de interés. La implementación inició en el año 2014 con una evaluación y diagnóstico para identificar las debilidades y fortalezas frente al estándar internacional; siendo el insumo base del plan de implementación para los siguientes tres años. Actualmente la organización ya cuenta con una política y lineamientos de Gestión de Activos físicos, una hoja de ruta o de trabajo para dar cumplimiento a los requerimientos de la norma y la ejecución de estrategias de alto impacto con un esfuerzo bajo o medio, como fueron la gestión de inventarios inmovilizados y de baja rotación, análisis de criticidad de activos de Transmisión y Distribución, análisis de falla de activos críticos, gestión de activos no productivos para volverlos productivos y la evaluación de algunos proyectos de inversión de las diferentes áreas productivas lo que ha permitido capitalizar ahorros por COP 857 millones. La mayor dificultad se ha tenido en la disponibilidad del recurso humano de los diferentes procesos de la empresa para trabajar en el plan de implementación del sistema de
gestión de activos, dada la demanda que otros proyectos empresariales también requieren. Esta planeado cumplir con los requerimiento de los estándares para Gestión de Activos en el año 2019 logrando beneficios en los ámbitos social, ambiental y financiero, mediante optimización de la vida útil de los activos, identificación y mitigación de riesgos.
Dentro de la gestión de activos actualmente se tiene el siguiente indicador:
Indicador FUA (Factor Utilización Activos):El propósito de este indicador es determinar el porcentaje de activos operativos, que están siendo utilizados por los negocios para producir los servicios. Y por complemento, determinar los activos improductivos, es decir, aquellos que siendo operativos, por alguna causa no está produciendo los servicios de interés del negocio.
A continuación la gráfica muestra las metas y el comportamiento del indicador para los años 2014 y 2015
El indicador ha permitido visualizar y gestionar los activos, adelantando acciones de mejora como: retiro de la contabilidad de activos que ya no están en servicio y pueden figurar en operación o registrar en la contabilidad activos que figuran improductivos y pueden estar operativos. Lo anterior, contribuye a la excelencia operacional y en consecuencia, a obtener beneficios para el Grupo EPM.
De la gestión del indicador para el año 2015 podemos concluir:
• Disminución de activos improductivos durante el año por COP1.662 millones de pesos.
• Se realizaron gestiones administrativas en cambios de cuentas contables y mejoras en la planeación de las compras o adquisiciones y gestiones operativas para la instalación oportuna de activos, reactivación de proyectos, entre otros.
• Incremento de los activos productivos durante el año por COP 26.578 millones de pesos.
Plan de Compras de Materiales
Recoge las necesidades de materiales y equipos de uso en redes de distribución que necesitaran las diferentes áreas de la empresa. Con el propósito de atender dichos requerimientos se fija un plan que define las estrategias a seguir para la adquisición de dichos bienes; los grupos impactados son Grupo de
Interés Clientes, Grupo de Interés Proveedores y Contratistas.
Se llevaron a cabo 3 procesos de compra conjunta liderados por CHEC para adquirir Postes Metálicos, DPS, Seccionadores y cortacircuitos, que permitieron la celebración de contratos que garantizaron el abastecimiento oportuno para los diferentes proyectos y actividades de
98.50% 98.45%
98.54% 98.60%
98.83% 98.83%
98.97% 98.92% 98.76% 98.71%
98.89%
98.62%
98.83% 98.88% 99.04% 99.04%
98.10% 98.20% 98.30% 98.40% 98.50% 98.60% 98.70% 98.80% 98.90% 99.00% 99.10%
2014 trim1
2014 trim2
2014 trim3
2014 trim4
2015 trim1
2015 trim2
2015 trim3
2015 trim4
FUA CHEC 2014 - 2015
META FUA FUA REAL
los negocios del grupo EPM en sus filiales de energía nacionales. De estos procesos de compra se obtuvieron ahorros significativos para cada uno de los grupos de materiales, se relacionan a continuación:
Postes Metálicos : COP 774 309 762
Protecciones (Seccionadores y Cortacircuitos) : COP 58 368 729
Valor invertido
Se ejecutó el plan de compras con 25 procesos de contratación por valor aproximado de COP 12.798 millones, estos procesos de compra garantizaron el abastecimiento oportuno para los diferentes proyectos y actividades de los negocios de CHEC. Se realizó la gestión de interventoría técnica, financiera y administrativa a los contratos derivados del plan de compras, garantizando calidad técnica de los bienes adquiridos.
Inversión Total Plan de compras materiales y equipos. COP Millones
2013 2014 2015
13 953 12 764 12 798
Proyecto BioMa
Proyecto construido por CHEC Grupo EPM en convenio con la alcaldía de Manizales en el Ecoparque Los Yarumos, aportando al desarrollo de territorios sostenibles y competitivos.
El Grupo EPM buscando el beneficio de los usuarios, decidió que CHEC realizara un proyecto de ciudad a través de un Convenio con la Alcaldía de Manizales en el Ecoparque Los Yarumos, inmueble propiedad del Municipio de Manizales, mediante la construcción de un centro interactivo en el edificio del Ecoparque, que considera las potencialidades del entorno en cuanto al paisaje, los recursos y cualidades del territorio, con actividades lúdico-pedagógicas desde la ecología, la ciencia y el espíritu de
convivencia como ejercicios de ciudadanía.
Para lograrlo, CHEC realizó una convocatoria pública en el año 2014, cuyo oferente ganador fue la Corporación Parque Explora de Medellín, iniciando obras en enero de 2015.
Para la ejecución del proyecto se dispuso un grupo interdisciplinario al interior de CHEC que garantizó la adecuada gestión del proyecto, logrando que se terminara en el tiempo contratado y planeado el cual fue de 7 meses con una inversión de COP 3 771 millones.
Una vez terminada la construcción de BioMa, se entregó a la Alcaldía de Manizales quién mediante el convenio
suscrito, debe operar y mantener en correcto funcionamiento las obras construidas y desarrollar los planes de uso, de tal forma que se garantice la sostenibilidad del proyecto durante el tiempo.
El Centro interactivo BioMa abrió sus puertas al público el 15 de agosto de 2015 y su entrada es gratuita.
Hasta el 31de diciembre de 2015 han ingresado 75.000 personas aproximadamente.
¿Qué es BioMa? Un bioma es un lugar donde ocurren complejas interacciones y donde la vida se expresa en razón de ciertas condiciones ambientales. El espacio se concibe como una BIO estación: Bio, respondiendo a su tema central: la vida, y Ma, en relación con Manizales.
Ejes de experiencias en la sala:
• Ver lo invisible
• Ver más allá
• Ver con otros ojos
Dispositivos de interacción sumergen al visitante en un escenario creado mediante el uso de tecnologías de avanzada, las cuales permiten adentrarse en dimensiones que por pequeñísimas, o bien por grandes o distantes parecen no existir para nosotros pero están ahí, suceden y se manifiestan de maneras particulares. Una de las experiencia que se tiene es Science on a Sphere (Ciencia en una esfera), herramienta educativa desarrollada por los investigadores del NOAA (Administración Nacional Oceánica y Atmosférica. National Oceanic and Atmospheric Administration) para ayudar a ilustrar la ciencia del sistema Tierra para la gente de todas las edades. Las imágenes animadas de las tormentas atmosféricas, el cambio climático y la temperatura del océano, se pueden mostrar en la esfera, que se utiliza para explicar lo que a veces son procesos ambientales complejos, de una manera que es a la vez intuitiva y cautivadora. Esta herramienta existe en diferentes museos y universidades del mundo, pero en Colombia el centro interactivo BioMa es el primero en tenerla y el segundo a nivel suramericano después de Brasil. Otro espacio es el Laboratorio-Observatorio, un escenario mixto de mediación donde se promueve la experimentación científica y creativa, con aproximaciones desde la ciencia y las humanidades.
Allí se encontrarán: experiencias de auto exploración; un laboratorio con algunas demostraciones instaladas y otras mediante actividades programadas (talleres, experimentos, actividades, clubes), así como un observatorio privilegiado del paisaje, que invitan a proponer diversas acciones, tanto autónomas como con acompañamiento. Otras experiencias:
Fotografía de Manizales
Ver es Natural
Paisaje Modificado
Ver el aire
Ver lo Pequeño
Ventana a lo Invisible
Cámara térmica
El Invisible Paso del Tiempo
Bitácora cósmica
Proporciones Naturales
El Reflejo de la Naturaleza
Proyectos en estudio En 2015 no se realizaron estudios.
En los informes de desempeño
ambiental y gestión social en
distribución se encuentra descrita la
gestión adelantada desde los
proyectos de infraestructura y mejora
operacional en materia socio –
ambiental.
Los proyectos del STR que fueron
aprobados en Junta directiva de junio
2015, esbozan una ejecución de CAPEX
como se muestra en el siguiente
cuadro.
Proyectos STR Valores en millones
Proyecto OBSERVACIONES 2015 2016 2017 2018 2019 Total
PEI0152TYDCE “Tercer autotransformador trifásico
230/115/13,8 kV de 90 MVA en subestación Esmeralda”
70 972 12.447 2.631 26 16.146
PEI0429TYDCE “Segundo banco de autotransformadores
monofásicos 230/115/13,8 kV de 150 MVA en subestación Hermosa”
68 1.318 15.533 5.609 26 22.554
PEI0430TYDLI “Reconfiguración doble circuito Esmeralda-
Rosa 115 kV (2 x Esmeralda-Hermosa 115 kV + 2 x Hermosa-Rosa 115 kV)”
160 1.317 11.571 4.794 - 17.841
PEI0431TYDCE “Segundo banco de autotransformadores
monofásicos 230/115/13,8 kV de 150 MVA en subestación Enea”
68 1.058 16.463 4.195 - 21.785
PEI0432TYDCE “Normalización de la subestación
Manzanares 115 kV” 62 1.141 7.793 3.108 - 12.104
TOTAL GENERAL: 429 5.806 63.806 20.336 52 90.429
Fuente: Extracto del Acta 631 de la Junta Directiva No. 631 del 19 de octubre de 2015
En el año 2016 se dejaran contratados
los suministros por valor de 46 000
millones y la mayor ejecución se dará
en el año 2017 con un 70% de la
inversión total.
