Planes de contingencia, evaluación de riesgo y expansión de la red.

Transcripción

1 Planes de contingencia, evaluación de riesgo y expansión de la red. Ing. Roberto Martinez rmartinez@ute.com.uy Ing. Gabriel Sardi- gsardi@ute.com.uy UTE Subgerente Ing. de Trasmisión. Gerente Gestión Explotación Trasmisión

2 UTE-Trasmisión UTE, empresa vertical integral dedicada a las actividades de: Generación Trasmisión Distribución Comercialización Trasmisión esta integrada al negocio de UTE. Clientes: Generación UTE, Generadores privados, Distribución UTE, Grandes Clientes, DNC. Las actividades de Trasmisión tienen impacto en la tarifa de UTE y no solo se considera la remuneración al Transportista en la toma de decisiones.

3 UTE-Trasmisión Trasmisión opera y mantiene 4338 km de líneas de cables y líneas de AT y EAT Líneas 3468 km de líneas de 150kV 11 km de líneas de 230kV 771 km de líneas de 500kV Cables subterráneos de 150kV 29 km de cables OF 59 km en cables XLPE Sistema de protección, control y telemando en toda la red Solo están contabilizadas instalaciones de UTE, quedan excluidas instalaciones de CTM-SG.

4 UTE-Trasmisión Trasmisión opera y mantiene Subestaciones/Transformación 49 de 150kV 3242 MVA instalados 1 de 230kV Conversora 70 MVA 6 de 500kV 1800 MVA instalados En las SSEE se transforma a 60kV y 30 kv, y allí esta la frontera con Distribución.

5 Macroprocesos Explotación de la red Operación Mantenimiento Expansión de la red El desarrollo y expansión de la red es una actividad de UTE-Trasmisión, comprende el ciclo completo: proyecto, adquisición y obra ; incluyendo el financiamiento

6 Expansión de la red de Trasmisión Aumento de la red en cantidad y complejidad Incorporación de Generación Distribuida 30kV Incorporación de Generadores Privados en 150 kv. Expansión de la red por demanda de grandes emprendimientos. Expansión de la red por mejora calidad de servicio.

7 RED ACTUAL, 2014

8 Red planificada 2017

9 Expansión y ampliación de la red de Trasmisión SSEE 150 y 500 kv Líneas 150 y 500 kv % aumento Cables 150 kv En SSEE están consideradas y ponderadas las ampliaciones y las instalaciones nuevas.

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12 Nuevas instalaciones mas relevantes Interconexión Brasil: Conversora 500 MVA y 350 km línea 500 kv SSEE 500 kv: 3 nuevas y ampliación al 100 % de 3 existentes 3 SSEE GIS 150 kv Ampliaciones en 29 SSEE de 150 kv ( en un total de 51 actuales). Incorporación de 840 MVA generación eólica ( Privados y UTE), 166 de Fotovoltaico. Ciclo combinado 540 MVA

13 Características de los activos de Trasmisión El 98 % son equipos electromecánicos e integran la parte básica ( dura) del negocio de Trasmisión. El 70 % tiene mas de 35 años ( incluida la red de 500 kv). El valor actual es millones U$S y en 4 años va a pasar a mas U$S Significa duplicar la potencia instalada en 3 años

14 Desafío en Trasmisión-UTE Como nos preparamos y adaptamos para este desafío de mayores requerimientos, cambios de contextos y crecimiento?? Como nos organizamos para el futuro, aprovechando todo el know how y experiencia en OyM? Cómo ordenamos y compatibilizamos todas las necesarias acciones a encarar, sin descuidar la operativa diaria? Como lo hacemos sostenible?

15 Cuales son los desafíos en Trasmisión-UTE.? 1. Actuar sobre los activos existentes 2. Actuar sobre los activos que se incorporan 3. Que sucede con la etapa de ejecutar la incorporación de activos nuevos ( obras)? en una red en servicio integrada a Distribución en una empresa vertical de ciclo completo.

16 Gestión de Activos Físicos Cual es el camino que estamos recorriendo? Definimos un esquema básico de trabajo tomando como referencia la PAS 55. Qué es la Norma PAS 55? Define qué debe incluir un Sistema de Gestión / Gerenciamiento de Activos Físicos para asegurar sostenibilidad y desempeño óptimo de los activos

17 Proyecto SiGMa - Trasmisión Es un proyecto estratégico de UTE orientado a la Gestión de Activos Físicos, tomando como guía la PAS 55. Promueve la implantación del modelo de confiabilidad en la gestión de los activos físicos en Trasmisión.

18 Gestión de activos físicos Son actividades sistemáticas y coordinadas para la administración y manejo de : los activos físicos su desempeño asociado y los riesgos y gastos sobre sus ciclos de vida con el propósito de definir explícitamente y lograr su plan estratégico organizacional. Optimizar la relación costos-riesgos-beneficios

19 Diagnostico: estado de madurez PAS 55 5 niveles de madurez en función de la gestión integral de activos en la organización alineados con IMM( International Infraestructure Management Manual).

20 Diagnóstico: Resultado encuestas estado de madurez inicial - PAS 55 Madurez 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 4.1 y 4.2 (Alcance y Política del S.G.A.) 4.3 (Estrategias, Objetivos y Planes del S.G.A.) 4.4 (Soporte, Procedimientos, Procesos, Actividades y Recursos) 4.5 (Implementación de los Planes del SGA) 4.6 (Performance y mejora del SGA) 4.7 (Revisión por la Dirección)

21 Objetivos Estratégicos Trasmisión Analizar y actuar sobre los activos existentes, evitar los problemas de hoy: Gestión del Riesgo El análisis de criticidad Actualizar estrategias de mantenimiento Actuar sobre los activos futuros, evitar los problemas del mañana: Incorporar el Modelo de Confiabilidad en las nuevas Instalaciones y Activos desde la Etapa del Proyecto. Enfoque centrado en el Modelo de Gestión de Activos

22 Desafío: Cambio cultural Incorporar en forma sustentable los conceptos de: Modelo de confiabilidad. El mantenimiento debe preservar la función de los activos físicos, el objetivo es la función del equipo. Costo de ciclo de vida de un activo, enfoque integral. Gestión del Riesgo. Activos existentes Activos a incorporar

23 Gestión del Riesgo Operativo Actuar sobre evitar el riesgo y no sobre las perdidas. Evaluación de riesgos: probabilidad, frecuencia de exposición y consecuencias. En general podemos actuar sobre la probabilidad y consecuencias Plan de acciones a corto y mediano plazo Gestión mediante Indicadores de Riesgo: evaluación, seguimiento, auditoria.

24 Gestión del Riesgo Operativo Cuales son los riesgos de operar equipos envejecidos con tiempos de mantenimientos reducidos y a mayor nivel de exigencia, y como manejarlo?

25 Gestión del Riesgo Operativo

26 Indicadores de riesgo Se consideran 3 indicadores de riesgo 1. Indicador precoz de riesgo se define como el índice entre la carga sin respaldo * 1 y la potencia nominal de 1 transformador * 2 ( expresado en %), Limites: aceptable 10 % tomar acciones >10 %, < 20% no aceptable 20 % 2. Indicador, tiempo de reponer carga sin respaldo Limites: aceptable 8 hs tomar acciones 8 a 24 hs no aceptable 24 hs 3. Indicador, Impacto económico = carga sin respaldo x hs de reposición x costo de falla ( escalón 1, hasta 5 % demanda, U$S /MWH 250) Limites: aceptable U$S tomar acciones a U$S no aceptable U$S Se evalúan los tres indicadores para todas las instalaciones y alcanza con que uno de ellos supere el limite aceptable para ser considerado un riesgo a evaluar. * 1.Es la carga que en contingencia n-1, no se puede cubrir con otro trafo, trasiego, sobrecarga, respecto a la carga máxima. * 2.Se refiere al peor caso en la contingencia, si son 2 trafos al de menor potencia, si son 3 trafos o mas al conjunto de menor potencia.

27 Evaluación de riesgo Criterio para evaluar indicadores de riesgo Valorización de limites : Inferior (aceptable) = 0 Medio ( tomar acciones) = 1 Superior (no aceptable) = 2 En los casos que la suma de los 3 indicadores sea 3 se considera riesgo grave y se deben tomar acciones inmediatas. Objetivo: Disponer de alerta de riesgo importante en una SE a efectos de evaluar la situación y su resolución : Eliminar riesgo Reducir riesgo Gestionar riesgo ( convivir)

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30 Gestión de Riesgos Operativos Mejorar la capacidad para evaluar la condición de los equipos y estimar su vida útil remanente, para la toma de decisiones. Mejorar la metodología y evaluación de las consecuencias de las fallas en transformadores en función de su criticidad Se detectan sobrecarga estacionales en el corto plazo en SSEE por encima del crecimiento histórico. Proyección de carga a largo plazo en SSEE no converge con el crecimiento de corto plazo. No convergen en el tiempo los planes de ampliación y renovación por obsolescencia o aumento de demanda, con los requerimientos de calidad de servicio.

31 Gestión de Riesgos Operativos Elevada tasa de falla en transformadores nuevos recién incorporados Baja probabilidad de implementar obras con soluciones convencionales en el corto plazo : ensayos en fabrica, recepción en Uruguay, traslados, montajes, obras complementarias, confiabilidad de los equipos nuevos Dificultad para realizar ampliaciones y/o construir nuevas SSEE en área metropolitana, por impacto medioambiental y social.. Dificultad para ejecutar obras y/o incorporar instalaciones nuevas sin afectar la calidad de servicio, afecta la disponibilidad de la red y a los clientes.

32 Líneas de acción mas relevantes en Transformadores Revisión de estrategias de mantenimiento aplicando como herramienta la metodología RCM2 al parque de transformadores. Revisión Proceso de Mantenimiento incorporando ciclo de mejora, en el marco del Proyecto SIGMA. Elaborar y aplicar una metodología para definir criterios de expansión y renovación del parque de transformadores en la red de Trasmisión.

33 Líneas de acción mas relevantes en Transformadores Adquisición y puesta en servicio de monitoreo On Line de transformadores de potencia 500kV como parte de la gestión de la Salud y Ciclo de Vida. Plan extensión vida útil transformadores y reactores 500 kv Plan mantenimiento CBC transformadores 500 y 150 kv. Planes de contingencia para minimizar impacto por falla de transformadores ( contingencia n-1).

34 Ciclo de la Estrategia del Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MBC) 8 Programa vivo MCC 1 Selección de equipos y sistemas 2 Contexto operacional Fronteras del Sistema 7 Comparación de tareas 3 Definición de las funciones 6 Selección costo-efectiva de tareas 5 Análisis de efectos y criticidad 4 Modos de falla

35 Líneas de acción mas relevantes en SSEE Incorporar equipamiento móvil y/o modular para resolver contingencias en SSEE o para ejecutar provisorios a efectos de ejecutar obras o ampliaciones.; como ser : SSEE móvil 40 MVA, 150/ 60-31,5 kv Unidades de maniobra modulares compactas en SF6 170 kv y 60 kv Contenedor con celdas compactas 30 kv. Módulos GIS 170 kv.

36 Líneas de acción mas relevantes en SSEE Desarrollo de técnicas TCT a efectos minimizar indisponibilidades y cortes de energía, para : Mantenimiento Ejecutar Obras en SSEE Para conectar a la red nuevas instalaciones. Ejecutar by pass en bahias para poder ejecutar obras Implantar planificación de la red considerando el crecimiento de la demanda a corto plazo, con alcance y enfoque local en SSEE y zonas geográficas. Diseño de la organización orientada a Confiabilidad y Gestión de Activos Implantación de software EAM e incorporar software para CCVA; análisis criticidad, salud del activo y gestión del riesgo

37 Actividad TCT: SSEE 150 y 500 kv

38 Actividad TCT: SSEE 150 y 500 kv

39 Actividad TCT: SSEE 150 kv

40 Actividad TCT: Líneas 150 y 500 kv

41 Cambio fase Transformador 500 kv MB5. Cambio fase transformador 500 kv MA5.

42 Planes de contingencia en SSEE de 500 y 150 kv.

43 Resolución de contingencias en líneas de 150 y 500 kv

44 Cual es la incidencia en la continuidad del negocio de Trasmisión.?

45 Índice disponibilidad de líneas 500 kv ,03 98,14 96,06 98,11 99,65 99,54 99,82 99,11 99,32 99,57 99, Serie1 99,03 98,14 96,06 98,11 99,65 99,54 99,82 99,11 99,32 99,57 99,61

46 Índice disponibilidad de líneas 500 kv 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 Serie1 0,3 0,2 0, Cada 0,1 del índice significa U$S y mas de 8 hs de indisponibilidad

47 Reglamentación Trasmisor Ejemplo : Indisponibilidad en transformador 150/31,5 Kv de 63 MVA, por falla en terminal de cable de salida de 31,5 kv, no genera corte pues la SE dispone de transformador de respaldo en servicio, tiempo de entrada en servicio 5 horas. Se trata de una indisponibilidad forzada de duración 5 horas. Penalizaciones: se aplica al transformador a pesar que no origina corte. Monto que se hubiera asignado como penalización es del orden de US$

48 Confiabilidad de transformadores nuevos La tasa de falla de transformadores de 150 kv con menos de 1 año en servicio es 10 veces mayor respecto a equipos con 20 años en servicio ( evaluado en los últimos 3 años).

49 Indicadores de Trasmisión

50 Indicadores de Trasmisión

51 Indicadores de Trasmisión

52 Indicadores de Trasmisión

53 Cuales son los desafíos en Trasmisión-UTE.? 1. Actuar sobre los activos existentes 2. Actuar sobre los activos que se incorporan 3. Que sucede con la etapa de ejecutar la incorporación de activos nuevos ( obras), en una red en servicio, integrada a Distribución, en una empresa vertical de ciclo completo. Esta etapa y sus riesgos no se identificaron adecuadamente respecto a su impacto en la continuidad del negocio. Mantener la función Gestión de Riesgos Operativos

54 Gestión de activos Mantener la función Gestión del Riesgo Confiabilidad LCCA Planes de mantenimiento Planes de contingencia Revisión de estrategias Indicadores MCB TCT Etc GESTION DEL RIESGO OPERATIVO MANTENER LA FUNCIÓN EJECUTAR OBRAS

55 Comentarios En un entorno donde se produce una muy fuerte expansión de la red de Trasmisión, como así de incorporación de gran cantidad de generadores eólicos, se detectan nuevos riesgos que pueden afectar la continuidad del negocio. Cada vez es mas critico la calidad de los transformadores, pues afecta no solo la confiabilidad y disponibilidad ( evaluado como riesgo operativo), también pone en riesgo el plan de expansión, por lo que aumenta el riesgo operativo a mediano y largo plazo.

56 Comentarios En la expansión y ampliación de la red, un aspecto estratégico es poder ejecutar las obras minimizando el impacto en los clientes. En este sentido los planes y desarrollos que se generan en O&M (procedimientos, técnicas, diagnostico, ensayos,equipos, personal y planes de contingencias), son lo que en muchos casos viabilizan y permiten ejecutar las obras y la incorporación de nuevas instalaciones. Necesidad de incorporar a todos los niveles Gestión del Riesgo ( ISO 31000) e integrar a los sistemas de gestión corporativos.

57 Comentarios Las consecuencia de aumentar la indisponibilidad y reducir confiabilidad, tiene un efecto directo en la continuidad del negocio del Trasmisor, lo que se ve reflejado en : Indicadores Costo y tarifas Remuneración Imagen En una empresa vertical, donde el impacto sobre el cliente lo establece UTE con una visión integral, y no solo del Trasmisor, representa un aspecto fundamental para la toma de decisiones ( Indicadores CIER, benchmarking, Iscal).

58 Comentarios La Gestión de Riesgos en el marco de la Gestión de Activos, es una herramienta que vincula el proceso de O&M con el proceso de expansión de la red, y permite alinear los mismos detrás de un objetivo común. Este enfoque integral es el que permite agregar valor a la organización. La Gestión de Activos Físicos tomando como referencia la PAS 55 es una guía adecuada,facilita el enfoque integral y promueve la reflexión estratégica.

59 Gestión de Riesgo en el marco de la Gestión de Activos Clientes Legislación Inversores Entorno Comercial Plan Estratégico de la Organización Organizació n y Personas Facilitadora s Estrategia y Planificación de la de Gestión de Activos Toma de Decisiones Adquirir Retirar Ciclo de Vida Operar Mantener Revisión Riesgos Conocimiento de los Activos Alcance de la Gestión de Activos

60 Comentarios La Gestión de Activos no esta sobre el negocio, esta sobre los activos, debe dar soporte y ayudar a que se cumpla el plan de negocios, lo que es valido en función del contexto de cada empresa y del negocio de cada empresa. El plan de negocios en nuestro caso, es el de UTE y no solo el de Trasmisión. Objetivo estratégico : cambio de matriz energética La implementación de un proyecto de Gestión de Activos Físicos nos está permitiendo superar los desafíos y cumplir con los objetivos.

61 Gracias por su atención