EVENTOS NO PROGRAMADOS PARA EL 09 AGOSTO DE 2016

Transcripción

1 EVENTOS PROGRAMADOS PARA EL 09 AGOSTO DE 2016 A continuación se describen los eventos no programados registrados por el equipo de información de la dirección Coordinación de la Operación, y los respectivos cálculos de la energía no suministrada para aquellos eventos donde el PENS es mayor al 2%. Eventos no programados con PENS mayor al 2% Eventos Simultáneos Mercado de comercialización: CHEC EEP - EMCARTAGO EVENTO 1331 CHEC AGENTE OPERADOR HORA INICIAL 3:14 HORA FINAL 3:21 DNA [MWh] SI DESCRIPCIÓN Indisponibilidad del activo DOSQUEBRADAS - PAVAS KV afectando los activos BL1 CARTAGO A TPAPELESNACIONALES 115 kv, CARTAGO - TPAPELES NACIONALES kv, PAVAS - TPAPELES NACIONALES KV, BL1 PAVAS - TPAPELES NACIONALES 115 KV, BARRA PAVAS 115 kv, BAHIA TRANSFERENCIA 1 PAVAS 115 KV. El agente reporta como causa del evento descargas atmosféricas en la zona. CLASIF EEP(PEREIRA) 3:26 3:29 SI Indisponibilidad del activo BL1 DOSQUEBRADAS A PAVAS 115 kv. El agente reporta que el activo se disparó cuando se estaba normalizando BL1 CARTAGO A TPAPELESNACIONALES 115 kv. CÁLCULO DE PENS Y ENS PARA LOS EVENTOS DE FORMA INDEPENDIENTE POR MERCADO DE COMERCIALIZACIÓN: Se identifica que se pudo presentar afectación del mercado de comercialización CHEC en los eventos 1331 y 1332 se adjunta cálculo. MC-CHEC (MWh) Demanda Entregada (DE) Pronóstico de Demanda (PR) Pronóstico Nuevo de Demanda (PRN) ENS para cada periodo horario PENS para cada periodo horario % P2

2 Curvas de potencia: Ver archivo adjunto. Se identifica que se pudo presentar afectación del mercado de comercialización EEP en los eventos 1331 y 1332, se adjunta cálculo. MC-EEP (MWh) Demanda Entregada (DE) Pronóstico de Demanda (PR) Pronóstico Nuevo de Demanda (PRN) ENS para cada periodo horario PENS para cada periodo horario 7.788% P3

3 Curvas de potencia: Ver archivo adjunto. Se identifica que se pudo presentar afectación del mercado de comercialización EMCARTAGO en los eventos 1331 y 1332, se adjunta cálculo. MC-EMCARTAGO (MWh) Demanda Entregada (DE) Pronóstico de Demanda (PR) Pronóstico Nuevo de Demanda (PRN) ENS para cada periodo horario PENS para cada periodo horario % ENSM Máximo P3

4 Curvas de potencia: No se tiene disponibilidad de la información. Al verificar los criterios establecidos en el numeral de la resolución CREG 094 de 2012, referente a la Distribución de ENS por Eventos Simultáneos y teniendo en cuenta la información disponible en el proceso al elaborar este informe, se identifica que los eventos 1331 y 1332 cumplen las condiciones de simultaneidad. Debido a que no se tiene disponible la información de potencia en el instante anterior y en el instante posterior a la ocurrencia del evento 1331 y 1332 para el mercado de comercialización EMCARTAGO, se aplica lo indicado en el numeral de la resolución CREG 094 de 2012, Si no es posible hacer esta distribución, la ENSMj de cada mercado se asignará en partes iguales a cada uno de los Eventos, obteniendo los siguientes resultados: Los resultados obtenidos son los siguientes: 1331 CHEC ENS para cada periodo horario 1332 EEP ENS para cada periodo horario

5 1331 y 1332 EMCARTAGO ENS para cada periodo horario Mercado de comercialización: ENERGUAVIARE - MSA EVENTO AGENTE OPERADOR HORA INICIAL HORA FINAL DNA [MWh] DESCRIPCIÓN CLASIF ENERGUAVIARE 3:46 3:47 SI Indisponibilidad del activo GRANADA - SAN JOSE DEL GUAVIARE kv. El agente reporta como causa del evento descargas atmosféricas en la zona y actuación de protección 67N, a una distancia de falla kms en la zona 1, desde subestación Granada. Se identifica que se pudo presentar afectación del mercado de comercialización EMSA en el evento 1333, el cálculo del PENS es inferior al 2%. MC-ENERGUAVIARE (MWh) Demanda Entregada (DE) Pronóstico de Demanda (PR) Pronóstico Nuevo de Demanda (PRN) ENS para cada periodo horario PENS para cada periodo horario 9.318% ENSM Máximo P3

6 Curvas de potencia: No se tiene disponibilidad de la información. Eventos no programados con PENS menor al 2% EVENTO 1327 AGENTE OPERADOR TRANSELCA HORA INICIAL 9:24 HORA FINAL 9:27 DNA [MWh] DESCRIPCIÓN Evento en otro sistema de los activos BAHIA ACOPLE 1 TERMOFLORES II 220 kv. El agente reporta como causa del evento disparo de unidad de generación en subestación Termoflores. CLASIF. STN 1328 INTERCOLOMBIA 9:46 9:55 Indisponibilidad del activo LA VIRGINIA - SAN MARCOS kv afectando los activos BL1 LA VIRGINIA A SAN MARCOS 500 kv, BL1 SAN MARCOS A LA VIRGINIA 500 kv, LA VIRGINIA A SAN MARCOS BAHIA REACTOR LINEA MVAR, LA VIRGINIA CAMPO M KV, BARRA LA VIRGINIA 500 KV, LA VIRGINIA A SAN MARCOS REACTOR LINEA MVAR. El agente reporta señalización de recierre negativo con falla en la fase B del circuito LA VIRGINIA - SAN MARCOS kv y que la causa del evento se encuentra en estudio. STN 1329 INTERCOLOMBIA 9:46 11:15 Indisponibilidad del activo LA VIRGINIA MVA 500/230/34.5 KV afectando los activos BT LA VIRGINIA MVA 500 kv, BT LA VIRGINIA MVA 230 kv, LA VIRGINIA CAMPO M KV, LA VIRGINIA CAMPO M KV, LA VIRGINIA REACTOR TERCIARIO 1 BANCO MVAR, LA STN

7 VIRGINIA REACTOR TERCIARIO 2 BANCO MVAR. El agente reporta que la causa del evento se encuentra en estudio CHEC 2:27 2:30 Indisponibilidad del activo BL1 LA HERMOSA A LA ROSA 115 kv. El agente reporta como causa del evento descargas atmosféricas en la zona EEPPM 18:05 18:06 Indisponibilidad del activo BL1 BARROSO A EL SIETE 110 kv. El agente reporta causa no identificada del evento EEPPM 18:16 18:18 Indisponibilidad del activo RIOGRANDE - YARUMAL II KV. El agente reporta como causa del evento descargas atmosféricas en la zona.