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1 Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P.

2 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Dirección Programación de la Operación - Plenaria Operadores de Red - SIN Lunes 23 de Octubre de 2017

3 Planeación de Corto Plazo Desconexión de Equipos en Agregar Texto el STN y STR 1. Generalidades 2. Marco Regulatorio para las Consignaciones Nacionales 3. Tiempos para solicitud y estudio de una Consignación Nacional en el CND. 4. Solicitud deuna Consignación Nacional en el SNC. 5. Descripción General de Análisis Eléctrico en el CND.

4 1. Generalidades Desconexión de Equipos en el STN y STR Una red con el debido mantenimiento es una red confiable, una red confiable es una de las principales condiciones para una prestación óptima del servicio de energía a los colombianos. La planeación de mantenimientos a largo y mediano plazo facilita una operación del sistema eléctrico de manera segura, económica y confiable.

5 PROCESO GENERAL DE UNA CONSIGNACIÓN NACIONAL Propuesta de trabajos por mantenimiento sobre un equipo del SIN. Evaluación de los riesgo y medidas de seguridad para el personal, los equipos a intervenir y la red eléctrica circundante. Ingreso de una Consignación Nacional. Evaluación de seguridad del SIN por parte del CND ante el mantenimiento. Preparación del SIN ante la condición topológica declarada en la consignación. Ejecución de los trabajos.

6 Número de consignaciones semanales

7 2. Marco Regulatorio para Consignaciones Nacionales CREG 025 de 1995: Código de Redes. CREG 080 de 1999: Funciones de planeación, coordinación supervisión y control entre el Centro Nacional de Despacho (CND) y los agentes del SIN. CREG 063 DE 2000: Criterios para la asignación entre los agentes del SIN de los costos asociados con las Generaciones de Seguridad. CREG 065 DE 2000: Adición y/o modificación de disposiciones contenidas en el Código de Redes CREG 097 DE 2008: Principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. CREG 011 DE 2009: Metodología y fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el STN. Acuerdo CNO 963 de 2017: Procedimientos técnicos para la coordinación de mantenimientos de equipos del -SIN- que implican Consignación Nacional. CREG 093 Y 094 de 2012: Reglamento para reporte de eventos y procedimiento para cálculo de ENS y otras disposiciones relacionadas con la calidad del servicio en el STR y STN

8 3. Tiempos para solicitud y estudio de una Consignación Nacional Plan Semestral de Mantenimientos (PSM)

9 Plan Anual de Mantenimiento (PAM) GENERACIÓN Tener presente coordinación con Equipo de mediano plazo del CND Solicitud de Consignaciones PAM Solicitud de Consignaciones PAM 1 Septiembre 1 Marzo 00:00 23:59 1 Septiembre 23:59 Ejecución a partir de 1 ABRIL 1 Marzo 00:00

10 Programación semanal de Mantenimientos

11 Trabajos por Consignaciones de Emergencia

12 4. Solicitud de una Consignación Nacional en el Sistema Nacional de Consignaciones SNC

13 Consignación Nacional

14 Consignaciones en el SNC Información básica para la aprobación y ejecución de las consignaciones: Fecha de Inicio y Fin Programado: Intervalo de tiempo para la ejecución del mantenimiento: Tipo de elemento o unidad constructiva:

15 Consignaciones en el SNC

16 FLUJO DE ESTADOS DE UNA CONSIGNACIÓN NACIONAL DURANTE SU CICLO DE VIDA

17 FLUJO DE ESTADOS DE UNA CONSIGNACIÓN NACIONAL DURANTE SU CICLO DE VIDA

18 5. Descripción General de Análisis Eléctrico en el CND. Análisis Eléctrico El análisis eléctrico es realizado en el CND de acuerdo a los criterios establecidos en la regulación vigente. Análisis Eléctrico en el equipo de corto plazo o o o o o o o o o Base de datos Consideraciones a tener en cuenta en los estudios (Topología) Lectura de consignaciones nacionales Gestión de inquietudes sobre las consignaciones Análisis del impacto en el SIN de las consignaciones Redacción de las recomendaciones eléctricas Chequeo cruzado de las recomendaciones Publicación de productos (RecEle) Divulgación de resultados

19 Gestión de Inquietudes sobre las consignaciones Entre el martes y el miércoles de cada semana el equipo de corto plazo envía un correo con las inquietudes planteadas para las consignaciones solicitadas para la semana N+1

20 Recomendación Eléctrica y lectura correspondiente Las consignaciones nacionales solicitadas para la semana siguiente y sus simultaneidades en el sistema son analizadas por el equipo de corto plazo. Este análisis ocasiona recomendaciones eléctricas a tener en cuenta en el sistema. # 4 MANTENIMIENTOS PERÍODOS IDENTIFICACIÓN CAUSAL 4 (C ) GUAVIO SUBT DUCTO - GUAVIO kv 13 al 24 STN EA BL1 GUAVIO SUBT DUCTO A GUAVIO 230 kv X X X X X X X X X X X X EA BL1 GUAVIO A GUAVIO SUBT DUCTO 230 kv X X X X X X X X X X X X AP GUAVIO SUBT DUCTO - GUAVIO kv X X X X X X X X X X X X PLANTA / MW / UNIDADES MW Máx (Guavio Total) (1), (2), (3) Unidades equivalentes en (CHIVOR) Unidades equivalentes en (PARAISO) Unidades equivalentes en (LA GUACA) CORTES / LIMITES DE INTERCAMBIO Y CORTES (MW) Guavio Sub - Guavio Ducto B / Guaca 230/ Chivor - Guavio Chivor - Guavio Primavera - Bacata T1 + Purnio - Noroeste Purnio - Noroeste Purnio - La Miel Purnio - La Miel San Felipe - La Miel San Felipe - La Miel San Felipe - Mesa San Felipe - Mesa Betania - Mirolindo Betania - Mirolindo Guavio Sub - Guavio Ducto B (4) TENSIONES Tensión Mínima Requerida en Reforma 230 Barra RECOMENDACIONES OPERATIVAS ADICIONALES (1) En los periodos 13 al 24, el peso de las unidades de Guavio se reduce de 2 a 1 para el calculo del numero de unidades de seguridad del area Oriental (2) En los periodos 13 al 24, No dar prioridad a las unidades de Guavio para el control de tensiones (3) En los periodos 13 al 24, No asignar AGC a las unidades de Guavio (4) Corte de importacion del area oriental excluyendo la generacion de Guavio

21 Información Mantenimientos

22 Cambios Relevantes Acuerdo CNO 963-Coordinación de Mantenimientos (Sustituyo Acuerdo CNO 518)

23 Cambios Relevantes Nuevo Acuerdo Coordinación de Mantenimientos (CNO-963) Se eliminó el indicador: 7. NÚMERO DE EVENTOS NO PREVISTOS QUE OCASIONEN DEMANDA NO ATENDIDA OCURRIDOS DURANTE LA EJECUCIÓN DE CONSIGNACIONES NACIONALES Y QUE ESTÉN ASOCIADOS A LAS MISMAS (Se eliminó). Se modificó la periodicidad de seguimiento de los indicadores de mantenimientos: TERCERO: Los anteriores indicadores y el indicador de Oportunidad de Planeación del Corto Plazo del CND serán calculados por el CND para su presentación a los Comités de Transmisión, Distribución y Operación en el mes siguiente a la finalización de cada Programa de Mantenimiento, de acuerdo con la periodicidad que se defina para estos por parte de la CREG, y al CNO en forma semestral en los meses de enero y julio, con la información más actualizada que se tenga. Estos indicadores también estarán disponibles en la página Web del CNO, con la oportunidad antes indicada. Para la presentación de los indicadores en los cuales sea aplicable, éstos se detallarán por cada una de las causas tipificadas en el sistema de información. En el numeral 4.1 CRITERIOS GENERALES PARA EL TRÁMITE DE CONSIGNACIONES Se incluyeron las definiciones de los estados por los cuales pasa una consignación nacional en el aplicativo SNC, se resaltan: ANÁLISIS CND: Es el estado que adquiere toda Consignación que se encuentre en estado SOLICITADO y que pasa a Análisis del CND, dentro de los plazos de la Coordinación Semanal de Mantenimientos y/o Desconexiones de equipos. Se identifica en el sistema desarrollado por el CND, por estar en estado SOLICITADO con un ícono de Candado. A partir de este estado, los agentes operadores de los equipos no podrán realizar ninguna modificación a laconsignación. REPROGRAMADO: Es el estado que se le da a una Consignación por parte del CND, cuando éste identifica que no se preservan los márgenes de seguridad y confiabilidad del SIN, o es la Consignación para la cual, el agente solicita por causas atribuibles a él, ejecutarla en una fecha posterior. El estado REPROGRAMADO no puede ser asignado a Consignaciones Fuera de Programa con Origen Normal o a Consignaciones de Emergencia, cuando la reprogramación es solicitada por causa atribuible al agente.

24 Cambios Relevantes Nuevo Acuerdo Coordinación de Mantenimientos (CNO-963) CANCELADO: Es el estado que se le da a una Consignación por solicitud de los agentes operadores de los equipos, cuando estos informan al CND que definitivamente no van a ejecutar los trabajos solicitados en la Consignación. Todas aquellas Consignaciones Fuera de Programa con Origen Normal o Consignaciones de Emergencia que no se ejecuten por causa atribuible al agente, pasarán a estado CANCELADO. De requerirse modificaciones por parte de los agentes a las consignaciones registradas en el sistema de información desarrollado por el CND, en los plazos del Artículo 6 de la Resolución CREG 065 de 2000, esta se realizará de la siguiente forma: El CND podrá plantear las inquietudes iniciales que considere necesarias para la aprobación de las consignaciones hasta las 12:00 horas del día miércoles de cada semana y los agentes tendrán como plazo máximo para resolver estas inquietudes hasta las 12:00 horas del día jueves de la misma semana. Para consignaciones que requieran de un análisis más complejo, el CND y el agente podrán acordar un mayor plazo para el envío y la recepción de inquietudes, dentro de los plazos establecidos por laregulación vigente. Si luego de tramitar con los agentes las inquietudes que resulten de los análisis, no es posible aclararlas, el CND no continuará los estudios de dicha Consignación e informará al agente operador que el estado de la Consignación será cambiado a REPROGRAMADO o CANCELADO de acuerdo a lo establecido en el inciso 2 del numeral 4.1 del presente anexo. Para la adecuada coordinación del Programa de Mantenimiento se realizarán reuniones de coordinación por áreas operativas, con la participación del CND y todos los agentes con influencia en la operación o mantenimiento de activos en el área. Las reuniones se realizarán con mínimo cuatro semanas de anticipación a la fecha donde serealiza la solicitud del programa y deberán enviar al CND, en el formato de carga masiva usado por el aplicativo desarrollado por el CND, con mínimo diez días calendario antes a la realización de la reunión, su programa preliminar de mantenimientos el cual será presentado por los agentes en el desarrollo de la reunión.

25 Cambios Relevantes Nuevo Acuerdo Coordinación de Mantenimientos (CNO-963) Para aquellas consignaciones que impliquen reconfiguración de activos, se debe garantizar la coordinación y aclaración entre CND y agente, de los siguientes puntos cuando serequieran, antes de que la Consignación pase a estado ANÁLISIS CND: Diagrama Unifilar de la reconfiguración requerida. Estudios Eléctricos. Estudio de Coordinación de Protecciones. Cambio de Parámetros Técnicos de los activos reconfigurados. En caso de no realizar la coordinación anterior, la Consignación será pasada a estado REPROGRAMADO o CANCELADO de acuerdo a lo establecido en el inciso 2 del numeral 4.1 del presente anexo. En el artículo 6 INFORMACIÓN BÁSICA NECESARIA PARA LA APROBACIÓN Y EJECUCIÓN DE LAS CONSIGNACIONES El sistema de información desarrollado por el CND, garantizará que la información básica y necesaria sea de obligatorio diligenciamiento durante el registro de la Consignación. Las consignaciones deben contener toda la información de carácter básico y necesario para la aprobación y posterior ejecución de las mismas. Cuando dicha información no sea diligenciada en su totalidad, la Consignación será pasada a estado REPROGRAMADO o CANCELADO de acuerdo a lo establecido en el inciso 2 del numeral 4.1 del presente anexo. Se eliminaron los niveles de riesgo de las consignaciones definidos en el artículo 6 del Acuerdo CNO-518

26 Impacto y Balance Aplicación Resolución CREG 224 de 2016 (Criterios de confiabilidad Operación del SIN)

27 Contenido Publicación y Aplicación Definiciones Criterios de confiabilidad ante contingencias Caso de aplicación Resultados Aspectos Relevantes Coordinación Desconexión Preventiva de Demanda

28 Publicación y Aplicación Resolución CREG 224 de 2016, por la cual se establecen los criterios de confiabilidad de la operación aplicables para contingencias sencillas, como parte del Código de Operación Fecha de Aplicación : La presente resolución rige después de treinta (30) días calendario de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias. Publicación Diario Oficial: 18de Diciembre de 2016 Aplicación Operación del SIN: 18 de Enero de 2017 (A partir del 10 de enero en la coordinación semanal de mantenimientos)

29 Definiciones

30 Criterios de confiabilidad ante contingencias Criterios de confiabilidad ante contingencias. Cuando existan retrasos en la ejecución de expansión o reposición de las redes del STN o de los STR y en los análisis eléctricos de planeación de la operación del SIN se detecte que sin dicha expansión o reposición los recursos de transporte o generación disponibles en el sistema no son suficientes para cubrir una contingencia sencilla, manteniendo una operación segura y confiable, el CND ordenará desconexiones preventivas de demanda siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones : La posible ocurrencia de una contingencia sencilla generaría una afectación mayor al 20% de la demanda total deal menos una sub-área operativa donde sepresentó la afectación dedemanda. La desconexión preventiva de demanda comparada con la desconexión correctiva de demanda, representa un porcentaje menor o igual a los que se muestran en la siguiente tabla, según la frecuencia de ocurrencia de la contingencia en análisis, durante los últimos 365 días.

31 Criterios de confiabilidad ante contingencias Frecuencia [veces] Desconexión preventiva de demanda [%] Con mantenimiento sin riesgo de disparo o sin mantenimiento En mantenimiento con riesgo de disparo Parágrafo 1. El CND deberá identificar las contingencias sencillas que pueden causar desconexiones correctivas de demanda de gran magnitud y, sin importar su frecuencia de ocurrencia en el último año, ordenará las desconexiones preventivas de demanda necesarias para mitigar su posible impacto.

32 Caso de aplicación Subárea Bolívar Mantenimiento del ATR Ternera 1 220/66 kv (EA Bahías 66 kv) Contingencia crítica: ATR Ternera 2 220/66 kv Evaluar la secuencia de la potencial cascada

33 Caso de aplicación Actuación del ESPS Cartagena Bocagrande 66 kv

34 Resultados

35 Aspectos Relevantes Mediante comunicación escrita el CND informará al operador de la sub-área operativa las contingencias que, según los análisis eléctricos, requerirían una orden de desconexión preventiva de demanda. Con esta información el operador deberá identificar las cargas que deben ser desconectadas para dar cumplimiento a la orden dada por el CND e informar de dicha situación a los comercializadores y usuarios involucrados. El CND deberá mantener publicada en su página web la información de las contingencias criticas del sistema, con el fin de que esta estadística pueda ser utilizada para soportar ajustes a la curva de probabilidad de eventos y afectación de demanda en el SIN.

36 Aspectos Relevantes El CND y el CNO podrán acordar y proponer a la CREG un porcentaje límite diferente para considerar que una desconexión de demanda es de gran magnitud, cuando haya fundamento para ello. El CND y el CNO podrán acordar y proponer valores diferentes a los mostrados en la tabla del literal b) de este artículo, para las sub-áreas definidas. La propuesta deberá ser enviada para aprobación de la CREG, con el respectivo soporte. Artículo 2: Las disposiciones de este artículo no son aplicables ante condiciones anormales de orden público, CAOP.

37 Coordinación Desconexión Preventiva de Demanda Para dar cumplimiento a lo establecido en esta Resolución, durante la coordinación semanal de mantenimientos se recibirán comentarios a la estimación de la Desconexión Preventiva de Demanda máximo hasta las 12:00 horas del día siguiente al envió de la comunicación por parte del CND teniendo como fecha final el jueves a las 12:00 horas de cada semana, después de esta hora las consignaciones que generen Desconexión Preventiva de Demanda que se evidencien que no están debidamente coordinadas por parte del Operador de la Sub-área Operativa con los comercializadores y usuarios involucrados como lo establece la Resolución serán reprogramadas. En los procesos del Despacho Económico y Redespacho, el CND enviará la comunicación a los Operadores de las Subáreas Operativas con las magnitudes de las Desconexiones Preventivas de Demanda que este debe coordinar con los comercializadores y usuarios involucrados como lo establece la Resolución.

38 Publicación Contingencias Criticas pagina Web- XM

39 Balance Aplicación Resolución CREG Octubre 23 de 2017

40 CREG Abreviaturas DPD (desconexión preventiva demanda) DCD (desconexión correctiva demanda) DNA (demanda no atendida) ESPS (Esquemas suplementarios de protección del sistema) RD (Riesgo de disparo)

41 Resolución CREG aplicación Fecha Causa DDP Corto Plazo semanal DDP Despacho 18-ene-2017 Red completa - 19-ene-2017 Red completa - 20-ene-2017 Red completa - 30-ene-2017 Red completa - 07-feb feb feb-2017 Consignación Consignación Consignación Consignación C Paipa San Antonio (Boyaca) kv contingencias Paipa - Bavaria / Paipa - San Antonio 115 (agente Ebsa programaría traslados de carga Duitama a Paipa) No se emitió comunicación Consignación C Paipa Duitama (Higueras) kv; contingencias Paipa - Bavaria / Paipa - San Antonio 115 (agente Ebsa programaría traslados de carga Duitama a Paipa) No se emitió comunicación Consignaciones C y C y contingencia Reforma - Barzal 115 KV (reprogramadas consignaciones) No se emitió comunicación 13-feb-2017 Red completa - 06-may-2017 Consignación emergencia C Fundación - Rio Cordoba 110 KV Contingencia: CUESTECITAS 2 60 MVA 220/110/13.8 KV DDP total = 33 MW Contingencia: CUESTECITAS 2 60 MVA 220/110/13.8 KV DDP total = 27 MW Contingencia: CUESTECITAS 2 60 MVA 220/110/13.8 KV DDP total = 3 MW Contingencia: CHIQUINQUIRÁ TUNJA 115 kv DPD total = 2 MW DDP Redespacho y Tiempo Real No se emitió orden de DDP No se emitió orden de DDP No se emitió orden de DDP No se emitió orden de DDP DPD- Total (MWh) DPD- Máxima (MW) Raciona miento (MWh) Transformadores de Paipa /115 kv, indisponibilidad unidades Paipa No se emitió orden de DDP Acciones Tomadas ELECTRICARIBE: Traslado de carga desde Cuestecitas hacia Valledupar ELECTRICARIBE: Traslado de carga desde Cuestecitas hacia Valledupar ELECTRICARIBE: Traslado de carga desde Cuestecitas hacia Valledupar ESSA: Agente hace traslado de carga de Cimitarra a Malena ESSA; Traslado de carga de Duitama a Paipa (Desconexión Transformador 115/34.5 kv en Duitama) Períodos 7 al 18 ESSA; Traslado de carga de Duitama a Paipa (Desconexión Transformador 115/34.5 kv en Duitama) Períodos 7 al 18 Reprogramación Consignaciones ESSA; Gestión de agente de perfil de cargas de Sidelpa y traslados de carga en el área ELECTRICARIBE: Racionamiento en área GCM, comunicación XM oct-2017 Consignacion C : LA REFORMA MVA 230/115/13.8 kv. Contingencia: LA REFORMA MVA 230/115/13.8 KV DPD Total = 6 MW P13 = 4MW y P14=2MW. Se ejecuto 5.25 MWh desde las 12:00 hasta las 13:

42 Resolución CREG aplicación Por la Resolución CREG 224 de 2016, se ha programado desconexión de demanda preventiva en los días: Enero 18, 19, 20 y 30 y Febrero 7, 8, 12 y 13, sin embargo no se ha realizado desatención de demanda, gracias al trabajo conjunto XM Agentes, en aspectos tal como: 1. Ajustes en pronósticos de demanda 2. Ajustes a la programación de mantenimientos 3. Flexibilidad de demanda Sin Embargo los días 6 de Mayo y 1 de Octubre se materializó su aplicación.

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