CNO - Acuerdo 36 de 1999

CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN

CNO

ACUERDO No. 36

Octubre 4 de 1999 Por el cual se aprueban los formatos para la presentación del informe de operación de los sistemas de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica El Consejo Nacional de Operación en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, la Resolución 8-0103 del 2 de febrero de 1995 del Ministerio de Minas y Energía, el Anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, según lo aprobado en su reunión No 106 del 4 de octubre de 1999 y teniendo en cuenta la recomendación del Comité de Distribución.

ACUERDA: PRIMERO: Aprobar los formatos contenidos en el documento "Informe de Operación de los Sistemas de Transmisión y Distribucíín de Energía Eléctrica. 1999. Comité de Distribución. CNO" de octubre de 1999, anexo al presente Acuerdo.

SEGUNDO: El presente Acuerdo rige a partir de su firmaINFORME DE OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE

TRANSMISION Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

ELECTRICA

1999

COMITÉ DE DISTRIBUCION

CNO

OCTUBRE DE 1999OPERADOR DE RED XYZ

INFORME DE OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE

TRANSMISION Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

1999

GERENCIA DISTRIBUCION

EQUIPO GESTIÓN DE CALIDAD SERVICIO Popayán, marzo 31 de 2000CONTENIDO

1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA ELECTRICO EXISTENTE

1.1 RESUMEN DEL SISTEMA

GERENCIA DISTRIBUCION

EQUIPO GESTIÓN DE CALIDAD SERVICIO Popayán, marzo 31 de 2000CONTENIDO

1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA ELECTRICO EXISTENTE

1.1 RESUMEN DEL SISTEMA

1.2. PLANTAS DE GENERACION

1.3. RED DE TRANSMISION REGIONAL Y/O LOCAL

1.4. SUBESTACIONES DE TRANSMISION REGIONAL Y/O LOCAL

1.5. TRANSFORMADORES DE TRANSMISION REGIONAL Y /O LOCAL

1.6. RED DE DISTRIBUCION PRIMARIA

1.7.DIAGRAMA UNIFILAR NIVEL IV

.2. INDICADORES DE TIEMPO Y FRECUENCIA DE INTERRUPCION

2.1. INDICADORES DE TIEMPO Y FRECUENCIA DE INTERRUPCION

CONSOLIDADO ANUAL

3. EVENTOS MAS RELEVANTES DEL SISTEMA

.. ..1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA ELECTRICO EXISTENTE Se describe en este punto los datos mas relevantes de su sistema, mencionando el número de usuarios, claslflcados en resldenclales, comerciales, industrial oficial y alumbrado, la composición de líneas en sus diferentes niveles de tensión, plantas de generación, subestaciones, transformadores, etc. 1.1 RESUMEN DEL SISTEMA LONGITUD CIRCUITOS Nivel de tensión No circuitos Longitud km A 115 kV 12 857.98 A 34.5 kV 100 645.8 A 13.2 kV 130 6410.9 CAPACIDAO INSTALADA SUBESTACIONES Nivel de tensión No. No. MVA subestacion Subestacion transformado instalados res A 220/115 kV 1 2 1326

A 13.2 kV 130 6410.9 CAPACIDAO INSTALADA SUBESTACIONES Nivel de tensión No. No. MVA subestacion Subestacion transformado instalados res A 220/115 kV 1 2 1326 A 115/34.5/13.2 kV 3 4 1782 A 34.5/13.2 kV 10 43 325.75 A 13.2/(20fi 120)(240fi120) 1589 530.2 Se menciona también los nuevos elementos puestos en funcionamiento y las mejoras hechas al sistema con el fin de mejorar las condiciones de prestación del servicio en zonas que venían presentado deficiencias en la calidad del servicio. Se presentan como soporte de la información las tablas 1.2 a 1.6, esta información se suministrará por primera vez para el informe de 1999, en los informes posteriores se mencionaron los cambios y adiciones . ..2. JNDtCADORES DE TIEMPO Y FRECUENCIA DE INTERRUPClON las estadísticas de fallas son de gran importancia dentro de las labores de operación en un sistema eléctrico ya que indican la calidad de servicio y los componentes o puntos a los cuales es necesario prestar mas atención . Aquí se presentan los indicadores FES Y DES de sus elementos, destacando los elementos con mayor número de interrupciones y con mayor tiempo de interrupción, así como la demanda no atendida a raíz de estos eventos. Se hará énfasis en el origen de interrupciones : causa interna o externa (por el sistema de transmisión o generación), la causa de la interrupción: programada y forzada. Como soporte de estos indicadores se presentaran las tablas consolidada 2.1.

3. EVENTOS MAS RELEVANTES DEL SISTEMA

sistema de transmisión o generación), la causa de la interrupción: programada y forzada. Como soporte de estos indicadores se presentaran las tablas consolidada 2.1.

3. EVENTOS MAS RELEVANTES DEL SISTEMA Presenta una descripclón de los principales eventos que se sucedieron durante el año y que afectaron la prestación del servicio de energía, explicación de sus causas.

Se presenta la tabla numero 3.1 como respaldo de este ítem . ..IPLAN I A::. uc

GENERAC1ÓN

FLORIOAII

SAJANOI

Rk>PALO

OVEJAS

MONDOMO

ASNAZU

SILVIA

IN ZA

NOTA:

H: HIDRAULICA , T: TERMICA

•

1.2. PLANTAS DE GENERACIÓN

OPERADOR DE RED XYZ

1999

DEPARTAMENTO MUNICIPIO TIPO NIVEL

TENSION (kv)

CAUCA POPAYAN H 1fi5

CAUCA PATIA H 34,5

VAL'LE CALOTO H 34,5

VALJLE BUENOS AIRES T 13,2

NARIÑO SANTANDER T 13,2

NARIIÍIO SUAREZ T 13,2

VALJLE SILVIA T 13,2

VAU.E INZA T 13,2

31-0ic-99 CAPACI DAD DE GENERAaÓN Ñ40DE P(MW) Q(MVAR) ENTRADA 24 10 1975 3 0,5 1995 1,2 0,3 1962 0,8 0,3 1939 0,45 0,1 1957 0,4 0,1 1930 0,35 0 1994 o o 1 1994

)SOBESTACtoN INICIAL

0,8 0,3 1939 0,45 0,1 1957 0,4 0,1 1930 0,35 0 1994 o o 1 1994

)SOBESTACtoN INICIAL

GUATAPE

/liNCON SUR ISA

:t./lMORE

CQl,IUNEROS

MIROLINDO OBAGUfi MIROLINOO fiBAGUfi

SAN BERNARDINO

CHIVOR

CHIVOR

CHIVOR

OfiNEROS

BETANIA

BETANIA

CARTAGO

CARTAGO

,.

1.3. REO DE TRANSMISION REGIONAL V/O LOCAL

OPERADOR DE RED XVZ

4999 SOOESTACION FINAL. NUMffiO TENSION LONGITUD Conductor CIRCUITO kV km CalJbre l;jDO SOCHAGOTA 1 230,00 65,00 397.5 795ACSR LA MESA 1 230,00 13(),00 397.5 8LUEJAY TORCA 1 230,00 1fi.00 ¡¡97,5 ACAA 1000 TORCA 1 115,00 107,00 397.5 8LUEJAY SAN CARLOS 1 115,00 107,00 397.5 3000ACSR SAN CARLOS 2 115.00 27.00 266.5 Aesfl NOROESTE 1 115,00 14,00 4/0 BLU€JAY CANOllMON 1 11MO 86.00 266,50 SLUEJAY SAMORE 1 115,00 5l.OO 266.5 ACSR SA!M)R.E 2 34,50 11.00 4/0 ACAR 1000

SETANIA 1 34,50 206.00 268.50 ACAR 1000

SAMORE 1 115,00 5l.OO 266.5 ACSR SA!M)R.E 2 34,50 11.00 4/0 ACAR 1000

SETANIA 1 34,50 206.00 268.50 ACAR 1000

CA!!TAGO 1 34,50 144,00 266.5 Aesll CARTAGO 2 34,50 144.00 4IO BLUEJAY ESMERALDA 1 34,50 42,00 268.50 BLUEJAY ESMERALDA 2 34. 50 148,00 4/0 3000ACSR ) 31-0ic-SS

R X 1B CAP TFIANSP. AMP AÑO

[Ohm/km) (Ohmll<JnJ {myS/Km] NOIWAL EM.EftGfNCIA ENTRADA 0,0679 0,5116 3.3800 330,75 496.13 11198 0,0077 0,5107 3,3700 342,00 513,00 1989 o.0565 0,4869 3,5500 342,00 513,00 1989 0,0585 0,4009 3.5500 358,00 537,00 Hl67 0,0554 0, 4827 3.4500 358,00 537,00 1990 0,0554 0,4821 3,4500 378,00 567,00 1982 0,0585 0.4880 3,4200 378,00 567.00 1997 0,0585 0,4880 3,4200 270,00 405,00 11l82 0,0585 0.4913 3,;3700 270.00 405,00 1997

0,0585 0,4880 3,4200 270,00 405,00 11l82 0,0585 0.4913 3,;3700 270.00 405,00 1997 0,°'87 0,4884 3.4700 302.00 453,00 1989 0,0530 0,5020 3,4100 281,00 421,50 1989 0,0728 0,5042 3.3200 345,00 517,50 1!a)67 0,07fi 0,5263 3,4600 345,00 517,50 1974 0,0586 0,4880 3,4200 358,00 537,00 1972 0,0585 0,4880 3,4200 335,00 502,50 nin

)NOMBRE

SUBESíACION

EL CARMEN

LA VIRGINU

SAMORE

CHlPRE

SOCHAGOTA

GUATIGUARA

C-OVEÑAS

SIERRA FLOR

GUACA GUA\!10

NUEVA BARRANQUILLA

PLANETA RICA

CORDIALIDAD

ARi\NJIJEZ ...

1.4. SUBESTACIONES DE TRANSMISION REGIONAL Y/O LOCAL

OPERADOR DE RED XYZ

1999

DEPARTAMENTO 1 MUNICIPIO NIVEL TENSION CAPACIDAD TIPO kV TOTA'LMVA

CAUCA POPAYAN 230/34.5 50 Coovcncional CAUCA PATIA 230/34.5 2:3 Coovencional VALLE CALOTO 115/13.8 150 Convencional VALLE BUENOS AIRES 115/13.8 33 Encapsulada NARLÑO SANTANDER 115/13.8 230 Encapsulada

VALLE CALOTO 115/13.8 150 Convencional VALLE BUENOS AIRES 115/13.8 33 Encapsulada NARLÑO SANTANDER 115/13.8 230 Encapsulada NARIÑO SUAREZ 115/13.8 230 Encapsulada VALLE SILVlA 115/13..8 110 Encapsulada NARIÑO INZA 230/34.5 l 10 Encapsu I ada NARIÑO POPAYAN 110/13.8 210 Encapsulada VALLE PATIA 110/13.8 230 Eswapsulacla NARl'ÑO CALOTO 110/13.8 50 CoovencionaJ NARlÑO BUENOS AIRES 1 !0/13.8 4-0 Co!,vencional VALLE SANTANDER 110/13.8 110 Convencional VALLE SUAREZ 110/13.8 56 Convencional ) ) 31-Dic-99

CONFIGUR. AÑO

BS ENTRADA So +T 1965

So +T 1978 Bp + T 1982 BS 1992 SS 1978 8S 1982 BS 1986 BS 1990 SS 1994 BS 1982 BS 1992 BS 1978 BS 1974 BS 1969•

1.5. TRANSFORMADORES DE TRANSMISION REGIONAL Y/0 LOCAL

OPERADOR DE RED XYZ

1999

SUBEST ACION TRAFO TENSION CAPACIDAD CONECTADA ALTA MEDIA BAJA ALTA MEDIA BAJA GUATA.PE TI 2l0,00 34,50 129,00

ANCON Sl'IR ISA T1 220,00 34,50 90,00

SAMORE TI 115,00 6,90 90,00

GUATA.PE TI 2l0,00 34,50 129,00

ANCON Sl'IR ISA T1 220,00 34,50 90,00

SAMORE TI 115,00 6,90 90,00

COMUNEROS TI lU,00 6,90

M!ROLINDO (lBAGUE) n 115,00 34,50 11,67 90,00 90,00

SAN BERNARDINO TI 115,00 34,50 13,20 90,00 90,00

SAN BERNARDINO T2 34,50 13,80 45,00

CHIVOR TI 34,50 13,80 45,00

CHIVOR T2 34,50 13,80 45,00

CHTVOR TI 34,5-0 13,80 45,00

COMUNEROS TI 34,SO 13,80 25,00

BETANlA TI 13,20 13,20 58,00

BET,A.NlA T2 13,20 13,20 58,00

CARTAGO TI 13,20 13,20 58,00

CARTAGO T2 13,20 13,20 58,00

) ) 31-Dk-99 AÑO

ENTRADA

1998 19-89 19.89 1967 3-0,00 1987 30,00 19-82 1997 1989 19.89 1%7 1997 1989 1989 1967 1985SUBUTACJ..,., Afi COO,CO ¡r,oMJlu ntilllON

CUALUTACOC<fiTADA CIRCUITO 1/V

SANDll1.00 COI Ctollllu<nooair<, IJ,80 S/Umu?: an IOo u s., Juan 1180

CUALUTACOC<fiTADA CIRCUITO 1/V

SANDll1.00 COI Ctollllu<nooair<, IJ,80 S/Umu?: an IOo u s., Juan 1180

EL ESTADIO COJ fi 13.80

COMUN!,llOII C04 Nod q,80

SAN Bl!JUIAJU>INO C0.l RD2-II 13.80

SAN /OSli C06 VE-11 13.80

BENITO rC07 61n M&leO 1180 CAUCASIA Cal cro1 ll,80

EL PJ\ILON C09 Cl'Ol 13.80

OUPICHAPE fi14 Ricmu U80

PUl!t CII SM-13 11."I

Sl'.N JACINlQ Cll AS-23 IL"I

LA PAZ. Cll s.,...;. IL«> C'JllUiRA QUNTA. Cl4 t.Jnivcmdml IL"I \1ERA OUAS CI.S ao 14 ll.40 NOTAS

1.6. RED DE DlSTRIBUCION PRlIM.ARlA

OPERADOR DE RED XYZ

1999 Tll'O LOll<CIT1/l) r--fi-- CAP TRAHSP, AIIP CLRCVITO la c.11T•- 1"..J'rlllAL Subtann .. 6S,OO 3'175 ACSR 330.75 - 1:.1,00 3117.5 llUJEIAY },(2.00 ....... IYJ.00 ¡¡g7_5 ACAA 1000 J42,00 ...... 1117.00 3117.5 BUJEIAY JS&,00 pri,cio 1117.00 3117.5 ACSR )SK,00 subl<n'anea 27. 00 2e6.5 ACSR J::8_00 - 1-4,00 4lll BUJEIAY l-13.00

pri,cio 1117.00 3117.5 ACSR )SK,00 subl<n'anea 27. 00 2e6.5 ACSR J::8_00 - 1-4,00 4lll BUJEIAY l-13.00 ...... 1115.00 :!60,50 BUIEJAY Z."0.00 ecrca Sl.00 2e6.5 ACSR 1."0.00 - 11,00 '111) N:lúl. ll)OO lOl.00 ,ubconnea l!lS,00 :!60,50 >.e AA l l>OO 1Bl,00 subc<m""8 1"4,00 2ee.5 A.CSR ),U,00 -- 1-44,00 410 BU/EIAY J.0,00 ..... 42.00 :!60,50 BUJEIAY )Sl!.00 - l.tr,00 411) ACSR 335,00

Claáfic: zw::i6n de IUI carga : R: Residencial 1: lndus1rial C: QxrerciaJ O: Oliáal y Alumbrado

• Butl<UMlRO -,.cL.>.a<r CAR A PROPUJJ'IO TIIRA U:SUA.K.IOI R e 1 o TAJtlO ENTR•n.& '96,13 lnml 45.00 IGO OPEIUOOII. I 1998 so.oo .... 116).00 IO 80 OPE.RADOI. I 1989 .lll,00 fi ll;156.00 8G 10 10 OPl'.RAOOII. 1 1989 53,,00 rwnl 1299,00 IS 70 lj OP6RADOR 1 1967 Sl,,00 - 953.00 IS llS OPl1.RAOORI 1963 .S..,00 lutbe,,o 163,00 IS 1.l OPERADOR 1 1981

53,,00 rwnl 1299,00 IS 70 lj OP6RADOR 1 1967 Sl,,00 - 953.00 IS llS OPl1.RAOORI 1963 .S..,00 lutbe,,o 163,00 IS 1.l OPERADOR 1 1981 .S...00 IJlbono 6.382.00 IGO OPERADOR} 1997 40S,OO """"" 26,00 100 OPERADOR.• 19Sl 40$,00 l,ñano 11.l.OO 60 40 OPl1.RAOORS 11>fi Ol,00 .,.. l:l.749.00 IS Sl 2J OPl1.RAOOR6 1967 '11.,0 ,mil ,Jll'l,00 JO 40 JO 10 OPERADOR. 7 191-4 Jl,.SO lnm1 .S00,00 10 JO 51) OP6RADOR8 199S Sl,,50 J\IAII 6fi00 'º 60 10 OPEllAOOR9 199S S3,.oo lnml 1.468.00 IO lJ o 10 Ol'EllAOOR 10 199S SOl..SO fibtno 1.l!Sl.00 100 OPERADOR 11 1996 )l!:Lll(ENTO BUBESTACION cm.curro

AGUABLANCA CTO l

CTO: 2

CTOJ CTO 4 CTO 5 CTO6

EU:M:ENTO

SUBESTACION 11UJl'O

AOUABLANCA [1

AOUABLANCA n AOUABLANCA n

MA.R.lNILLA [1

SAN fUAN n

Í'ALACll T1

2.1. INDICADORES DE TlEMPO Y FRECUENCIA DE lNTERRUPCION

OPERADOR DE REO XYZ

1999

PRGll.AMA.OAS NO PROG.RAM.WAS

SAN fUAN n

Í'ALACll T1

2.1. INDICADORES DE TlEMPO Y FRECUENCIA DE lNTERRUPCION

OPERADOR DE REO XYZ

1999

PRGll.AMA.OAS NO PROG.RAM.WAS

APERTURAS DURACJON ll.N.A APERTUltAS OORAClO/i O.N.A Al'ERTIJRAS

ns DES MWB FES DES MWH FES

PRGllAMA.OAS NO PR<>GRAM.UIM

J\l'ERl1.JR,\B DURAClON [)..N.A APERTIJRA.S DCTRACJOll D.N.A Al'ER11JRAB

ns DES M\\'B FES DES MWH FES

) ) ..

TOTAL FACTOR

DIJRAClON D.N.A D18PON.

DES MWB %

TOTAL FACTOR DURAClON D.N.A D18P01( DES a.ovo %SUIH"1aol0 lnlclal Su-Ion final •

3. 1. EVENTOS MAS RELEVANTES EN OISfRIBUCION

OPERADOR DE REO XYZ

1fi9 No. U&UUIOS F..:ha r hora fechfi llora afectad0• po, la No. Trafos Nc,.m bte cln:ulto 1ncl0lo Ona!ltaOld<> lnltm,pclón efectadoa ) capacidad lnlltalada lal•C18.dfi 31-Dic-!19 Oe.mffldano Ofig.., d• la atendida fi<!<> l.a lnteff\lpcl6n lnlenpo16n Mantenimíeoto oroirramado Interna OeM:arga -atn,osferica Externa Circuito reventado 1 Generación Dal'lo en eauioos adicionales 1 Transmisión

Mantenimíeoto oroirramado Interna OeM:arga -atn,osferica Externa Circuito reventado 1 Generación Dal'lo en eauioos adicionales 1 Transmisión Puente roto Transmisión Ausencia de tensión en el sistema Transmisión Ramas sobre el cir.cuito Transmisión Dal'lo DOr ooste auebrado Generación Aislador Averiado 1 Generación Pararrayo averiad-O 1 Generación Causa no identificada Generación )