INFORME TÉCNICO DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
(TYD) CHEC 2020
Contenido
INFORME TÉCNICO GESTIÓN OPERATIVA CHEC 2020 ... 3
INFORME TÉCNICO DISTRIBUCIÓN CHEC 2020 ... 31
INFORME TÉCNICO SUBESTACIONES Y LÍNEAS CHEC 2020 ... 74
INFORME TÉCNICO GESTIÓN DE PROYECTOS CHEC 2020 ... 167
GESTIÓN DE ACTIVOS CHEC... 186
INFORME TÉCNICO GESTIÓN OPERATIVA CHEC 2020
Enfoque estratégico y sostenible para la gestión del distribuidor
CHEC Área Gestión Operativa
Los objetivos que enmarcan la gestión del distribuidor CHEC están encaminados a la satisfacción de los requerimientos energéticos de la demanda que atiende, en el marco de una transformación energética global que trae consigo una redefinición de los sistemas energéticos, el aumento de la participación de nuevas fuentes renovables, el aprovechamiento de la eficiencia energética y la incorporación de nuevas tecnologías en la provisión de servicios cada vez más complejos, confiables y continuos. Todo ello acompañado por una mayor sensibilidad con el medio ambiente, la irrupción de nuevas demandas provenientes de comunidades, mayores niveles de crecimiento económico, el desarrollo tecnológico y los compromisos de mitigar los impactos del cambio climático. Gracias a todo esto, la importancia de la capacidad de la ingeniería eléctrica para diseñar e implementar tecnologías que puedan resolver los problemas actuales es más evidente que nunca y es lo que los equipos de trabajo de CHEC realizan para implementar las innovaciones tecnológicas que no sólo hacen que la red sea más resiliente y sostenible, sino que también permite a las comunidades del área de cobertura de la Empresa, incluidas aquellas históricamente mal atendidas, ver el impacto de esos avances con un mayor grado de confiabilidad en el servicio.
La misión de los operadores de redes de distribución (DSO por sus siglas en inglés) es operar y administrar las redes de distribución de manera segura. Los DSO también son responsables del desarrollo de redes de distribución que garanticen la capacidad a largo plazo de un sistema para brindar servicios de alta calidad a los usuarios y otras partes interesadas del sistema eléctrico. Tradicionalmente, los DSO han llevado a cabo su misión mediante una adecuada planificación y operación de la red. Sin embargo, la profunda transformación actual del sistema energético en todo el mundo crea nuevos desafíos para que los DSO lleven a cabo sus responsabilidades de manera rentable y segura. Un número significativo de fuentes de energía renovable (FER) ya están conectadas, y se esperan más en el futuro. Además, la cantidad de vehículos eléctricos (VE) y estaciones de carga públicas experimentarán un aumento importante en los próximos años. Estas tendencias se combinan con una evolución tecnológica exponencial que permite conectar fuentes de energía descentralizadas a tensiones más bajas y, al mismo tiempo, permite a los clientes interactuar con el mercado en respuesta a las condiciones de la red. El escenario actual plantea serios problemas para la estabilidad de la red eléctrica. Ejemplos de estos problemas incluyen la integración de fuentes de energía renovables, que se realiza de forma transparente de acuerdo con las condiciones de la red y los escenarios de emergencia. Más allá de eso, la electrificación crece constantemente
debido a la introducción de nuevos dispositivos y electrodomésticos con mejor desempeño, lo que aumenta la complejidad e incertidumbre que resultan de los patrones cambiantes de consumo (particularmente, los provenientes de cargas móviles, como los VE), que a su vez generan más desequilibrios generacionales. Además, el control de los voltios/ voltamperios reactivos (var) y la gestión de la congestión son preocupaciones importantes que requieren dispositivos inteligentes para mejorar el control en toda la red eléctrica. Al mismo tiempo, los sistemas de control, de supervisión y adquisición de datos deben agregar interfaces y protocolos específicos para facilitar la gestión de estos nuevos dispositivos. La actualización de los estándares es una de las principales formas de resolver estos problemas. Las soluciones a los nuevos problemas que enfrenta la red incluyen la actualización de los estándares, la mejora de la flexibilidad (incluida la capacidad de alterar las cargas) y el ajuste de la generación y el almacenamiento de potencia en tiempo real. Es importante adaptar continuamente el comportamiento de las fuentes flexibles a las condiciones de la red.
Dado lo anterior, el enfoque estratégico y sostenible para la gestión del distribuidor CHEC, estará enmarcado en los siguientes aspectos:
1. ¿Qué nuevas soluciones técnicas y de ingeniería serán necesarias para garantizar flexibilidad a la red y su operación de manera segura y confiable?
2. ¿Cuándo debe implementarse y cuál es el cronograma? 3. ¿Qué habilidades necesitará la mano de obra del futuro?
4. ¿Cuál es el impacto del cambio climático que impulsa las fuentes de energía renovable en la planificación, el diseño, el funcionamiento y la resiliencia general de la red?
5. ¿Cuáles son los siguientes estándares y métricas que deben abordarse? 6. ¿Cuál es el papel de las tecnologías emergentes, incluido el Internet de las
cosas y la energía transaccional?
7. ¿Cómo influye la elección del cliente en el sistema energético, como la agregación de fuentes de energía distribuida, las ciudades inteligentes y la agregación de elección comunitaria?
8. ¿Dónde se ganarán o perderán las eficiencias?
9. ¿Por qué se debe adaptar un nuevo diseño de los mercados de electricidad mayoristas y minoristas al tiempo que garantizamos la confiabilidad? 10. ¿Qué papeles jugaremos en el nuevo futuro de la electricidad?
11. ¿Qué obligaciones solicitarán los reguladores a las empresas de servicios públicos para proporcionar apoyo de infraestructura para la electrificación de la movilidad?
12. ¿Qué nuevas capacidades necesitarán los ingenieros para diseñar, construir y operar la nueva red?
13. ¿Cómo será la regulación en materia de remuneración de activos vía unidades constructivas para viabilizar las inversiones?
Descripción e importancia de la gestión
La transición del servicio de energía de un escenario unidireccional a uno multidireccional en el que la participación de la demanda representada en los usuarios finales asume un rol protagónico y establece condiciones para que la regulación, los mercados, la forma de operar y planear el sistema eléctrico y los modelos de negocio se transformen, obliga los DSO, como es el caso de CHEC, adoptar nuevas maneras de concebir la energía como servicio (EaaS por sus siglas en inglés), para proporcionar esquemas óptimos de gestión y eficiencia energética; flexibilidad en la forma de operar la red; promover la presencia de auto generadores a pequeña escala; generación distribuida, pasando de los flujos unidireccionales de energía desde las grandes centrales de generación a micro redes; vehículos eléctricos, medición inteligente (AMI), recursos energéticos distribuidos y automatizados, entre otros, para atender los desafíos de un entorno dinámico, que motivado por el cambio climático ha puesto en los escenarios de los mercados energéticos del mundo no sólo a los operadores de sistemas de distribución (DSO) sino a entes públicos que regulan el sector y privados que promueven nuevas tecnologías basadas en las fuentes de energía renovables no convencionales (FNCER), a garantizar un servicio eficiente, seguro y económico con el fin de atender las necesidades de un modelo de negocio cada vez más orientado a satisfacer la demanda garantizando un ecosistema de participación y a su vez, generar valor económico agregado para garantizar la sostenibilidad en un entorno tradicionalmente monopólico a uno emergente y competitivo.
Principales Logros y dificultades 2020 y retos 2021 en la gestión del distribuidor CHEC- Área de gestión operativa
Operación integrada
Logros 2020
En 2020, en coordinación con el equipo Soporte a Tecnologías de la Operación, STO y la dirección del proyecto Consolidación Centros de Control en CHEC, se ejecutó el plan de entrenamiento para todo el capital humano del centro de control para el uso de la nueva herramienta tecnológica por unificación del sistema SCADA SP7 de Siemens en el marco del proyecto del grupo EPM Consolidación Centros de Control. Derivado de la contingencia por el COVID-19 se debieron adecuar otras estrategias en el transcurso del año para asegurar la participación activa de todo el personal de centro de control y en agosto de 2020 se inició la operación en tiempo real del nuevo SCADA SP7 con la Zona Oriente en nivel 13,2 KV. En los siguientes meses del año, se fueron integrando las demás zonas de toda el área de cobertura CHEC en nivel 13,2 kV y la red 33 kV en zona oriente.
Así mismo se continuaron las modernizaciones a nivel de control y protecciones en las subestaciones de CHEC, proyecto que se viene adelantando en los últimos años, con el propósito de reponer tecnología obsoleta e integrar al sistema tecnología de punta que permita una operación segura y confiable, lo cual requiere una participación activa en la planeación y análisis eléctricos de los trabajos para poder asegurar la ejecución de los mismos y su integración al sistema al igual que la participación activa en análisis eléctricos para implementar provisionales de obra que permitan ejecutar otro tipo de proyectos en la infraestructura existente en las subestaciones sin afectar de manera permanente la disponibilidad del servicio a los usuarios finales.
En coordinación con el Área de Proyectos se integró al sistema el Proyecto Traslado de la subestación Marquetalia 33/13,2 kV; fue relevante la participación del equipo de trabajo en la coordinación operativa de trabajos previos para la entrada en operación comercial buscando aminorar los impactos negativos en el suministro de energía a los usuarios finales de la zona y su vez asegurar la integración del proyecto al sistema eléctrico.
Buscando estrategias para aportar en la mejora de la calidad del servicio y el cumplimiento de indicadores de calidad se fortalecieron los espacios de conversación para consolidaciones de intervenciones programadas en el sistema eléctrico del área de influencia, se creó un equipo de trabajo interdisciplinario para revisar semanalmente eventos relevantes en el sistema y comportamiento diario de los indicadores de Calidad del Servicio SAIDI y SAIFI, permitiendo formular planes de acción a corto y mediano plazo para mitigar dichas situaciones desfavorables y avanzar en un propósito común para el cumplimiento de los indicadores de calidad del STN, STR y SDL principalmente.
Debido a la calamidad por COVID-19, durante todo el año 2020 se diseñaron diferentes estrategias para supervisar y operar el sistema eléctrico de CHEC, formalizando esquemas de trabajo en diferentes sedes de la organización y desde las viviendas de algunos operadores del Centro de Control, buscando conservar las medidas de distanciamiento y protocolos de bioseguridad recomendados por los organismos especializados en el tema. Para ello, se desplegaron varios frentes de trabajo, realizando adecuaciones físicas, locativas, tecnológicas y adquisición de nuevos equipos que permitieran descentralizar la operación del centro de control principal de CHEC, contribuyendo en lo posible a evitar contagios en el grupo de operadores para no comprometer la supervisión y operación del sistema y por ende los indicadores de la calidad del servicio. En este sentido fue clave la disposición y colaboración de todo el capital humano, para adaptarse a las nuevas situaciones presentadas y las nuevas formas de operar y turnos de trabajo
Dificultades 2020
La operación y supervisión del sistema eléctrico de CHEC siempre se ha realizado de manera centralizada desde el Centro de Control Principal ubicado en la Estación Uribe y en situaciones especiales con apoyo desde el centro de Control Alterno, no obstante, en abril de 2020 por motivo del COVID-19 iniciamos un esquema descentralizado con personal operativo trabajando desde sus casas y buscando oficinas alternas para adecuarlas con la tecnología básica de un centro de control. Aunque se finalizó el año con el esquema adoptado, fueron muchas las dificultades y retos vividos, destacando los cambios de turnos y formas de distribuirnos, horarios, jornadas de trabajo y la forma de operar, que sin duda genera riesgos para la operación del sistema, pero que po r fortuna se han logrado controlar gracias al compromiso y adaptabilidad de todo el capital humano involucrado en la operación. El reto fue más grande aún, cuando estando en la distancia debíamos empezar a operar un sistema SCADA totalmente nuevo para el equipo, el SP7 de Siemens, sin duda alguna tuvimos dificultades para dar los reentrenamientos virtuales, todo un reto superado y un proceso de aprendizaje para las conexiones y dinámica de la virtualidad y la distancia, pero que con el apoyo del proyecto y la disposición de cada involucrado avanzó en 2020 de manera satisfactoria.
Retos 2021
Cumplir con un plan de entrenamiento adecuado para todo el capital humano del centro de control en la nueva herramienta tecnológica por unificación del sistema SCADA en el marco del proyecto del grupo EPM Consolidación Centros de Control y participar activamente en la transición de la aplicación, buscando con ello asegurar una supervisión y operación en tiempo real confiable y segura de todos los activos tele controlados en el área de influencia de CHEC.
Continuar la participación en el proceso de adecuación tecnológica del centro de control, en el marco del proyecto del grupo EPM para la unificación de SCADA y aplicaciones de operación, así como otras herramientas de apoyo a la operación paralelas como el FSE para el despacho de grupos y atención de fallas; el MÁXIMO para la gestión de activos y seguimiento a trabajos programados entre otras herramientas. Todos estos cambios implican un trabajo arduo en cambio y cultura, pues, implica operar con nuevas plataformas tecnológicas, herramientas, procedimientos; es clave el análisis y dimensionamiento del equipo de trabajo para utilizar de manera adecuada todos los recursos tecnológicos incorporados para la operación del sistema eléctrico de CHEC buscando estrategias que permitan adecuar en el proceso, procedimientos y nuevas formas de operar buscando aportar en la mejora de la calidad del servicio y el cumplimiento de indicadores de calidad.
Cumplir con los indicadores internos del proceso, realizar seguimiento a las intervenciones programadas que se realicen en el STN, STR y SDL, así como estar en continua interacción con todos los equipos de trabajo de la organización para tener una planeación coordinada de todas las intervenciones que se realicen en
el sistema y tomar las acciones de mejora que apliquen cuando se presenten fallas.
Continuar la adecuación y consolidación de procedimientos acorde a las exigencias regulatorias derivadas de los diferentes requerimientos regulatorios, principalmente los derivados de la CREG 015 de 2018.
Acorde a la evolución del COVID-19, continuar implementando estrategias para supervisar y operar el sistema eléctrico de CHEC, buscando conservar las medidas de distanciamiento y protocolos de bioseguridad recomendados para los operadores del Centro de Control.
Gestión de la información
Logros 2020
CIER premio ORO 2020, como empresa de más de 500.000 clientes.
Auditorías externas de seguimiento en ISO9001:2015 y recertificación en ISO14001:2015, conformidad en la totalidad de requisitos.
Cumplimiento de las metas de disponibilidad para los grupos de activos del STR y las metas de calidad media SAIDI SAIFI para el SDL definidas en la resolución CREG 015.18, para la obtención de ingresos adicionales para el OR por incentivos positivos.
Cumplimiento a los requisitos de Certificación para ingreso al nuevo esquema de remuneración de la CREG 015.18
Realización de la Auditoria a la información del esquema de calidad de servicio del SDL definida en la reso
Adecuación de los sistemas de información a los nuevos cambios regulatorios dando cumplimiento en forma oportuna a la normatividad vigente.
Actualización del proceso de Gestión de Información en el Sistema de Gestión de Calidad acorde con las nuevas exigencias regulatorias.
Fortalecimiento del equipo de trabajo de Gestión de Información con la inclusión de nuevos perfiles para soportar de manera adecuada el manejo de la información operativa y de activos.
Fortalecimiento en la conciencia de grupo e individual del propósito personal y organizacional incorporado en las actividades diarias con la interacción de los integrantes del equipo de trabajo.
causa de la pandemia.
Avance en la actualización de reportes de toda la infraestructura CHEC incluyendo la actualización de los reportes atrasados.
Capacitación del equipo de trabajo de GIGA en ArcGIS para mejorar el uso de la herramienta y aplicarlo en las actividades cotidianas.
Se logró realizar adecuaciones en el Modelo Digital de Energía que permitieron avanzar en el cronograma para la integración de los diferentes aplicativos en implementación y en el proyecto centros de control.
Dificultades 2020
Falta de claridad o ambivalencia en la redacción de alguna normatividad que dificulta los procesos de implementación de la misma.
Algunas dificultades tecnológicas relacionadas con la conexión a la red derivadas del trabajo en casa debido a la pandemia.
Lentitud en el proceso de actualización de la información a nivel de usuarios en el modelo digital de energía debido a la imposibilidad de realizar actualizaciones masivas.
Dificultades y demoras para la sincronización de los algoritmos para el cálculo de indicadores de calidad del servicio.
Retos 2021
Diseñar los perfiles y desarrollar las capacidades requeridas en el talento humano de CHEC para asumir la transición energética:
AMI, analítica de datos, automatización de red, energías renovables, micro redes, entre otras.
Continuar avanzando en el sistema de gestión integral de riesgos a través de los diversos componentes para llegar a tener una empresa resiliente.
Consolidar la gestión de proyectos en CHEC, con el fin de cumplir con el plan de inversiones definidos para CHEC, incluido el plan regulatorio.
Desarrollar el plan de calidad para cumplir con los indicadores regulatorios (CREG 015 DE 2018), y los definidos en el plan, a nivel de Grupo EPM.
Continuar con la Implementación de los nuevos sistemas de información para operar el sistema eléctrico en el marco de la ejecución del Proyecto consolidación de Centros de Control, además de la actualización del ERP y el CIS.
Certificación del Sistema de Gestión de Activos en el año 2021.
Realizar de manera satisfactoria la migración a los nuevos sistemas de información transversales para el grupo empresarial, de igual forma optimizar los sistemas de información que permanezcan.
Mantener actualizada la información y documentación del proceso Gestión de Información, acorde con los cambios regulatorios y de sistemas de información. Soporte tecnologías de la operación
Se realizó la entrada en operación del SCADA SP7 con todas las subestaciones CHEC en nivel de tensión 13,2 kV y las subestaciones de la zona oriente en nivel 33 kV.
Se realizó la instalación de 2 estaciones de trabajo del SCADA SP7 en el centro de control alterno en Alta Suiza
Se realizó movimiento de varias consolas de operación para atender la solicitud de distanciamiento social dada la contingencia del COVID-19.
El proyecto Consolidación Centros de Control obtuvo reconocimiento por COLCIENCIAS como innovación en procesos, lo cual trae beneficios económicos por aproximadamente COP 1 000 millones.
Fase final de la instalación y migración de los servicios de las subestaciones en tecnología MPLS la cual nos brinda un cierre de anillo total en la red a nivel de fibra óptica, un cierre con microondas hacia el oriente por las dificultades s y topográficas de la región en la cual no se tiene una ruta alterna de fibra óptica. Se logra una adquisición de equipos para un nodo de respaldo (para dar soporte
en comunicaciones a la continuidad del negocio) ubicados en la subestación Bosques de la Acuarela (Dosquebradas), de tal forma que se tiene comunicación de todas las subestaciones por medio de comunicación ethernet (IP) dando así una alta disponibilidad de la gestión y operación de sistema eléctrico de CHEC. Se da una solución a nivel telefónico LINK con redundancia tanto en las troncales
de llamadas como en los equipos locales, los cuales manejarían alta disponibilidad y sobrevivencia local (es decir llamadas hacia y desde la estación Uribe y desde el centro de control) sin depender de un enlace de comunicación con EPM.
Implementación de equipos o dispositivos de seguridad informáticos (firewall) para dar cumplimiento a políticas de ciberseguridad identificadas en la regulación y acuerdos como el 1347 del Consejo Nacional de Operación CNO.
Implementación de protocolo IPSEC en los dispositivos (ROUTER) de las subestaciones para la encriptación de la información en la regulación de la telemedida exigida para los Centros de gestión de Medida (CGM).
Implementación de la comunicación por APN privada para realizar una operación segura (ciberseguridad) en los reconectadores y la lectura de la medida, dando cumplimiento a la regulación ya mencionada con los CGM.
Alta disponibilidad al tener mallada la red con dispositivos de tecnología MPLS que permiten automáticamente subir los enlaces ante contingencias de hasta n -4, lo que garantiza la disponibilidad que tanto exige la regulación en los sistemas actuales, además de los anchos de banda para la información que se tiene y que a futuro muy próximo requerimos con proyectos como AMI (infraestructura de medida inteligente).
Comunicación por medio de fibra óptica e integración con tecnología MPLS para las diferentes localidades ubicadas en los municipios y que requieren de estos
medios y tecnologías para poder hacer uso de las herramientas y software establecidos en CHEC para la atención y servicio al cliente.
Integración de comunicación por los medios RF (radio frecuencia) y GPRS para 80 reconectadores en el proyecto de calidad. De esta forma se aumentaron los cerros maestros los cuales podrán abarcar una gran parte de la zona de influencia CHEC dejando estos dispositivos listos para un avance en la automatización de estos recursos con la iniciativa que se tienen desde el área de Distribución.
Aporte a las comunicaciones e integración de las teleprotecciones a los proyectos que se dieron y se lideraron desde el área de proyectos logrando así una integración para la correcta operación y gestión de estas nuevas subestaciones y líneas en el sistema eléctrico de CHEC
Implementación en subestaciones con protocolo de comunicación 61850 (PRP) según definición del proceso STO, estos ajustes se dan con fines de estandarización de la red de las subestaciones modernizadas facilitando la identificación de posibles fallas de una manera más eficaz y eficiente y brindar soporte a la continuidad del servicio.
Dificultades 2020
Por la contingencia del COVID-19 se presentó aplazamiento de la puesta en operación del SCADA SP7 y reentrenamiento virtual de los operadores.
Aplazamiento de pruebas FAT y el envío de servidores para aplicaciones de distribución
Asistencia virtual a la socialización sobre las aplicaciones OMS/DMS.
Reprogramación de mantenimientos preventivos a equipos de tiempo real en subestaciones
Retraso del proyecto de instalación y migración de servicios con tecnología IP/MPLS en subestaciones.
Retraso en la integración a la red IP/MPLS del nodo de alta disponibilidad para soportar las comunicaciones para la continuidad del servicio en la Subestación Bosques de la Acuarela en Dosquebradas ante contingencias en el Centro de Control Principal.
Retos 2021
Integración de los reconectadores de la red de distribución al SCADA SP7 y al OMS/DMS.
Integración y pruebas de las bahías de nivel de tensión 115 kV y 230 kV en 14 subestaciones.
Puesta en funcionamiento del OMS/DMS
Integración de subestaciones reducidas al SCADA SURVALENT.
Generar la autopista necesaria en servicios de comunicaciones para las nuevas exigencias basadas en la regulación que exigen disponibilidades casi del 100% e integraciones de redes para medición y lectura en dispositivos en tiempo real.
La ciberseguridad será un reto en los dispositivos IP de la red para poder salvaguardar la red de ataques cibernéticos.
Mantener y disponer la red de telecomunicaciones de tal forma que cada iniciativa y regulación que surja dé cumplimiento a cada estándar de seguridad y operatividad requerida.
Mantener el apoyo eficiente y aportar en los proyectos donde estamos llamados a brindar soluciones de alta disponibilidad
Gestión de riesgos en el sistema eléctrico en el área de gestión operativa
Riesgos operación
Riesgos de planeación de la Distribución
Ámbito geográfico
Se tiene impactada una población de 1 490 047 habitantes (dato tomado del censo DANE de 2018_Proyección 2020) 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
Sistema de Transmisión Regional
Compuesta 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 725 MVA y 481 km de líneas.
Sistema de Distribución Local
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: 59, de las cuales 44 son exclusivas y 15 compartidas con 115 kV
Número de Transformadores de distribución: 19 305 Capacidad instalada de Transformación (MVA): 794
Kilómetros de red: 22.804 distribuidos en los niveles 1, 2 y 3 de la siguiente forma:
Descripción Aérea (km) Subterránea (km) Subtotal
Líneas de 33 kV (N3) 853 6 859
Redes de 13,2 kV (N2) 8 744 96 8 840 Redes de baja tensión (N1) 13 271 123 13 394
Las longitudes de las redes de los niveles 2, 3 y 4 se basan en la información registrada en la base de datos del sistema de información de la red eléctrica. En cuanto a la red de nivel 1, sólo se tienen registro de la red urbana y parte de la rural, por lo que se hace una estimación de la red de los transformadores rurales faltantes y se suma a la red conocida. Demanda no atendida y costo para el operador de red CHEC
La demanda no atendida es calculada, teniendo en cuenta las indisponibilidades no programadas, los mantenimientos programados y aquellos eventos excluidos que hayan afectado al SDL; se tienen en cuenta eventos como salidas de transformadores de potencia 33/13,2 kV, Líneas 33 kV, Circuitos 13,2 kV y elementos de la red aguas abajo del circuito o líneas (secciones, transformadores de distribución o tramos de red).
Las tarifas son tomadas del cálculo de los componentes mes a mes del costo Unitario de prestación del servicio; tarifas reguladas (CU Otras horas sin contribución), se descuenta del cálculo el Valor comercial (CV - costos de comercialización) de cada periodo del 2020:
PERIODO DNA KW h TARIFA REGULADA
COP MENOS VALOR COMERCIAL
VALOR DNA COP 202001 317,1 545,63 74,45 149,4 202002 193,5 603,05 77,33 10,7 202003 206,7 638,22 77,2 115,9 202004 125,7 635,05 79,59 69,8 202005 101,4 618,82 79,52 54,7
PERIODO DNA KW h TARIFA REGULADA
COP MENOS VALOR COMERCIAL
VALOR DNA COP 202006 162,9 616,12 82,05 87 202007 169,7 610,52 81,22 89,9 202008 245,8 615,34 82,5 131 202009 351,5 615,74 80,9 188 202010 208,8 615,75 81,11 111,7 202011 276,4 619,7 79,42 149,3 202012 177,4 606,34 80,95 93,2 Total KW h 2 537 1 341,6
Tarifas Reguladas Sin Valor Comercial Promedio de tiempos de respuesta a daños
RANGO DE TIEMPO # ODO atendidas ATENCIÓ FALLA horas/promedio
menor 3 min 117 0,03 3 a 30 min 7 894 0,25 30 a 1 hora 3 576 0,72 1 a 5 horas 5 871 2,15 5 a 10 horas 929 7,08 10 a 24 horas 5 402 15,52 24 horas + 518 36,94 Total global 24 307 5,21 GESTIÓN DE LA AUTOMATIZACIÓN Proyecto Consolidación Centros de Control
El propósito del Proyecto Consolidación Centros de Control es el de implementar una plataforma Tecnológica homologada para el Grupo EPM que permita la operación de la infraestructura crítica de los negocios de Energía, Aguas y Gas, de manera segura, confiable y eficiente, generando valor al compartir buenas prácticas de soporte tecnológico, homologación de conocimiento y captura de valor por medio de contratos de grupo que permiten optimizar las inversiones, así como del soporte de la misma. Para el SCADA, se terminó en diciembre de 2020, la fase de estabilización del Sistema SCADA SP7 para el negocio de Energía de CHEC y filiales nacionales, con el fin de garantizar la operación segura y confiable, con lo cual, se da entrada a Operación. Se dio cumplimiento a las pruebas en fábrica o FAT del sistema ADMS (Aplicaciones de Distribución Energía), con el apoyo de la Unidad Soporte a las Tecnologías de Operación _ USTO de EPM, TI, las demás filiales de Energía, Operación TyD y la consultoría, y así
avanzamos en el objetivo de instalar y hacer pruebas en sitio al nuevo sistema en Colombia, estimado para el mes de mayo de 2021.
La plataforma SCADA SP7, sirve para operar la infraestructura crítica de los negocios de Generación, Transmisión y Distribución Energía en CHEC y demás filiales, además de los servicios de Gas y Aguas en Medellín, integrando buenas prácticas y uso de tecnología estándar compartida, la cual permitirá mayores beneficios a nivel económico y operativo para el grupo empresarial.
Como datos a nivel global del Proyecto CCC se tiene:
Uno de los hitos más importantes del Proyecto fue la construcción de la guía de despliegues el cual consistió en crear los despliegues necesarios para la operación de manera organizada, basada en lineamientos y estándares reconocidos tanto a nivel de consciencia situacional como técnicos.
Esta tarea fue construida con apoyo de una consultoría externa para manejo de Consciencia Situacional, expertos de soporte de las plataformas SCADA, expertos de Operación de los negocios y filiales y el grupo de trabajo del Proyecto CCC, tarea que fue entregada en noviembre de 2018, sin embargo, se siguen realizando ajustes solicitados por las operaciones de los negocios con el fin de obtener un trabajo amigable, pero sin perder la homologación entre las filiales.
Adicionalmente el Proyecto recibió un reconocimiento de Minciencias como proyecto de Innovación y con esto recibe Beneficios tributarios para EPM.
INVERSIONES PROYECTO CONSOLIDACIÓN CENTROS DE CONTROL Límites Operativos
Cargabilidad Transformadores de Potencia
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, lo que nos permite identificar alarmas de sobrecarga, estructurar casos de estudio y definir proyectos de reconfiguración o expansión de redes eléctricas. Estos resultados incorporan a su vez la curva de demanda máxima horaria y la curva de duración de carga de los transformadores de potencia. Las gráficas presentadas son la evolución de la cargabilidad de los trasformadores al año 2020 de todos los transformadores de potencia 230/115 kV, 115/33 kV y 33/13,2 kV instalados en las subestaciones del sistema eléctrico.
Cargabilidad de Autotransformadores
Los equipos de transformación 230/115 kV instalados en las subestaciones de conexión al Sistema de Transmisión Nacional, tienen una capacidad instalada de 1 170 MVA y una cargabilidad promedio de 30,6% para el año 2020; 3,2% menos que el 2019, esto debido a la incorporación al sistema de los autotransformadores y el efecto de la pandemia COVID-19 causada en la industria y el comercio.
Comparativamente, no se identifican cambios significativos respecto a los niveles de cargabilidad diagnosticados en operación normal para los años 2020 y 2019.
Estos equipos en conjunto con la generación interna del área y las transferencias de potencia que se realizan en 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.
La puesta en servicio de los proyectos de conexión al STN en las subestaciones Purnio, Armenia, Hermosa, Esmeralda y Enea, fortalecen el sistema en las zonas oriente, centro y sur, debido a que brindan las condiciones técnicas requeridas para garantizar la prestación del servicio bajo condiciones técnicas favorables, aún en condiciones de contingencia.
Cargabilidad Transformadores 115/33KV
Los 18 equipos de transformación 115/33 kV instalados en el sistema eléctrico operado por CHEC poseen una capacidad instalada de 750 MVA y una cargabilidad promedio de 37,79% para el año 2020, 0,64% más que el 2019.
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 70% de cargabilidad en 2020.
Cargabilidad Transformadores 33/13,2 kV
Para el año 2020 se encuentran instalados 60 equipos de transformación 33/13,2 kV en el sistema eléctrico operado por CHEC, de los cuales 1 es propiedad particular (Miel I, 4 MVA). Igualmente se descarta los equipos asociados a la subestación Apía, los cuales están desinstalados debido a problemas de estabilidad del terreno. Exceptuando este, la capacidad instalada de trasformación 33/13,2 kV asciende a 482 MVA para 2020.
La cargabilidad promedio de los transformadores bajo condiciones de operación normal del sistema eléctrico fue de 39% para 2020; 0,64% menos que el año 2019.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 VICTORIA 115/33 KV LA INSULA 115/33 KV LA ROSA 115/33 KV RIOSUCIO 115/33 KV VITERBO 115/33 KV MANZANARES 115/33 KV LA ROSA 115/33 KV IRRA 115/33 KV PERALONSO 115/33 KV PERALONSO 115/33 KV SALAMINA 115/33 KV MANIZALES 115/33 KV REGIVIT 115/33 KV ARMENIA 115/33 KV BOOT LA HERMOSA 115/33 KV LA ENEA 115/33 KV LA DORADA 115/33 KV ARMENIA 115/33 KV CHEC 17,45 18,05 22,63 22,675 23,15 29,75 29,97 34,87 36,5 37,025 39,825 40,50 42,48 49,6 51,3 53,05 60,95 71,925 % CARGABILIDAD % CARGABILIDAD TRANSFORMADORES 115/33 kV 2020
Los transformadores que presentan altos niveles de carga como Bello horizonte, El Dorado y La Margarita se les debe realizar un análisis a largo plazo de su crecimiento en la demanda con el fin de recomendar la capacidad que se requiere y posibles alternativas de traslado de cargas.
INDICADORES CALIDAD DEL SERVICIO
Los indicadores de Calidad del Servicio SAIDI Y SAIFI para el periodo de 2020 fueron calculados bajo la metodología de regulación CREG 015.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 MANUELA FLORENCIA ARANZAZU LA MERCED INSULA MANZANARES BOLIVIA GUARINOCITO PUEBLO RICO NEIRA EL LLANO BALBOA VICTORIA ENEA CHINCHINA QUINCHIA MARMATO ALTA SUIZA RISARALDA REGIVIT VITERBO IRRA LA FELISA RIOSUCIO AGUADAS BELEN DE UMBRIA SANTA CECILIA VIRGINIA MARGARITAS BELLO HORIZONTE 14,3316,83 17,0019,05 19,3320,64 22,3322,50 23,1725,83 25,8326,17 26,3327,40 27,50 27,7628,67 29,67 29,6730,00 31,1131,33 31,5032,67 33,6734,67 35,1035,32 35,9536,33 38,0039,40 41,1341,70 42,2742,67 44,0045,07 45,1447,00 47,3349,75 50,6751,60 52,0053,92 54,2755,17 56,5060,00 62,2563,33 66,0066,67 66,6767,00 77,3379,50 98,21 Porcentaje % CARGABILIDAD TRANSFORMADORES 33/13.2 KV 2020
La calidad media anual del OR se mide a través de los indicadores de duración y frecuencia de los eventos sucedidos en los SDL.
El desempeño anual de la calidad media de cada OR se mide a partir de la comparación de los indicadores SAIDI y SAIFI, con respecto a la meta anual fijada para cada uno de estos indicadores, SAIDI_M y SAIFI_M, según en lo establecido en el numeral ¡Error! No s e encuentra el origen de la referencia..
El cálculo de los indicadores SAIDI y SAIFI debe realizarse con base en la información de los eventos sucedidos en los circuitos y transformadores de los niveles de tensión 2 y 3 y en los transformadores de nivel de tensión 1, reportada según lo establecido en el numeral ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..
Debido a la calamidad por COVID-19, durante todo el año 2020, se diseñaron diferentes estrategias para supervisar y operar el sistema eléctrico de CHEC, formalizando esquemas de trabajo en diferentes sedes de la organización y desde las viviendas de algunos operadores del Centro de Control, buscando garantizar las medidas de distanciamiento y protocolos de bioseguridad recomendados por los organ ismos especializados en el tema; para ello, se desplegaron varios frentes de trabajo, realizando adecuaciones físicas, locativas, tecnológicas y adquisición de nuevos equipos que permitieran descentralizar la operación del centro de control de CHEC, evitando en lo posible contagios en el grupo de Operadores para no comprometer la supervisión y operación del sistema y por ende los indicadores de la calidad del servicio; en este sentido fue clave la disposición y colaboración de todo el equipo humano, para adaptarse a las nuevas situaciones presentadas y las nuevas formas de operar y turnos de trabajo. SAIDI
Índice de duración promedio de las interrupciones (tiempo total de interrupción -en horas- que el usuario promedio del sistema estuvo privado del suministro de energía eléctrica en el periodo evaluado).
Buscando estrategias para aportar en la mejora de la calidad del servicio y el cumplimiento de indicadores de calidad se fortalecieron los espacios de conversación para planeación de intervenciones programadas en el sistema eléctrico del área de influencia, se creó un equipo de trabajo interdisciplinario para revisar semanalmente eventos relevantes en el sistema y comportamiento diario de los indicadores de Calidad del Servicio SAIDI y SAIFI, permitiendo formular planes de acción a corto y mediano plazo para mitigar situaciones con grado de criticidad y avanzar en un propósito común para el cumplimiento de los indicadores de Calidad del STN, STR y SDL principalmente.
Comportamiento del Indicador de calidad del servicio SAIDI
SAIFI
Índice de la frecuencia promedio de las interrupciones (número de veces que un usuario promedio del sistema sufre una interrupción del servicio de energía eléctrica en el periodo evaluado).
En el indicador de 2020, se destaca que se dio continuidad a la modernización a nivel de control y protecciones en las subestaciones de CHEC, proyecto que se viene adelantando en los últimos años, con el propósito de reponer tecnología obsoleta e integrar al sistema tecnología de punta que permita una operación segura y confiable, lo cual requiere una participación activa en la planeación y análisis eléctricos de los trabajos para poder asegurar la ejecución de los mismos y su integración al sistema al igual que participación activa en análisis eléctricos para implementar provisionales de obra que permitan ejecutar otro tipo de proyectos en la infraestructura existente en las subestaciones sin afectar de manera permanente la disponibilidad del servicio a los usuarios finales.
Comportamiento del Indicador de calidad del servicio SAIFI
Compensaciones e incentivos en el SDL
Compensaciones monetarias SDL (COP) por incumplimiento de indicadores de calidad edl servicio de SDL periodos (2017, 2018 Res. CREG 097 -2008) y (2019 y 2020 Res. CREG 015 de 2018)
La nueva metodología CREG 015 de 2018 para la remuneración de la distribución de energía eléctrica que se aplicara a cada uno de los Operadores de Red, determina que el operador va a tener que compensar a los usuarios por el mal servicio de en ergía. El mejoramiento de la calidad de ese servicio, se medirá a través de metas anuales de calidad media y calidad individual.
Calidad media, medida como la duración y frecuencia medias percibidas por los usuarios (SAIDI SAIFI metas que determinan los Incentivos +/- a los OR)
Calidad individual, medida como la duración y frecuencia percibida por cada usuario (DIU FIU metas que determinan la compensación a los usuarios finales)
La resolución establece las reglas o condiciones para que los Operadores de Red inviertan nuevos recursos de manera que la infraestructura de la actividad de distribución sea modernizada con la finalidad del mejoramiento continuo de la calidad del servicio que se presta a todos los usuarios del Sistema.
Para el periodo 2019 los valores de compensación fueron calculados con base en la resolución CREG 015 de 2018, donde se toma como base las eventos programados y no programados del sistema SDL, la compensación se calcula para los usuarios de los niveles 1, 2 y 3.
Se relacionan los valores de compensaciones pagadas a usuarios por incumplimiento de las metas definidas en su respectiva norma, durante los últimos 3 años.
Compensaciones
Valor compensaciones SDL Incentivos
INVERSIONES
Ejecución de inversiones Área Gestión Operativa
Los proyectos realizados por el Área de Gestión Operativa en el año 2020 se resumen de la siguiente manera, cifras en millones de pesos colombianos:
Proyecto de Inversión Presupuesto COP Millones
Ejecución COP Millones EXPANSION RED INTEGRADA DE TELECOMUNICACIONES 783 962 CONSOLIDACION TECNOLOGICA CENTROS DE CONTROL
GRUPO EPM 2 398 1 540
ANALIZADOR OPTICO DE FIBRA OPTICA OTDR 47 47
ANALIZADOR DE FRECUENCIAS 95 95
CONTINUIDAD DEL NEGOCIO LA ROSA 145 145
SERVIDORES INDUSTRIALESPARA SCADA LOCAL
(SUBESTACIONES) 134 176
MEJORAMIENTO CONTINUO DE LA CALIDAD 654 301
Autogeneración a Pequeña Escala AGPE
A partir del 1° mayo del 2018 entró en vigencia la Resolución CREG 030, donde se regulan las actividades de generación a pequeña escala y generación distribuida. Esta normativa define las reglas que permiten a los usuarios conectarse al Operador de Red (OR) de manera fácil y sencilla, sea como autogeneradores o generadores distribuidos.
La que nos compete por el momento en CHEC, que es nueva en nuestro sistema y que debemos tener presente como operadores de red, son los AGPE (Autogenerador a Pequeña Escala), y es cuando un cliente decide producir energía eléctrica, principalmente para atender sus propias necesidades. El tamaño de su instalación de generación es inferior a 1 000 kW (1 MW) y se divide en dos grupos:
Insumos que provee el Área de Gestión Operativa a el Área comercial
Desde el área se validan aspectos técnicos para viabilizar la conexión solicitada por el cliente, suministrando insumos que le servirán para realizar un estudio de conexión simplificado, se brindan aspectos como, la topología del circuito desde la subestación y diagrama unifilar de la red de distribución a la que pertenece el punto de conexión, los fusibles del circuito y los ajustes de las protecciones, la demanda del circuito, demanda del Nodo.
Los prosumidores son usuarios domiciliarios que a partir de la instalación de paneles solares en sus hogares pueden producir energía que, además de consumir, pueden inyectar a la red eléctrica. Así se vuelven proveedores de la empresa eléctrica local, contribuyendo también al medio ambiente.
Los Autogeneradores es cuando un cliente decide producir energía eléctrica, principalmente para atender sus propias necesidades.
Oferta Soluciones Solares: Chec tiene una oferta de soluciones solares a través del crédito del programa Somos, en el año 2020 se desarrollaron 3 soluciones con nuestros aliados comerciales con 39,2 kW pico.
Autogeneradores a Pequeña escala - AGPE: En relación con los AGPE de otros promotores, en 2020 se aprobaron 43 solicitudes de conexión al sistema CHEC con una capacidad de 902,93 KW, de las cuales 37 entraron en operación y 6 están aprobados pendientes de la visita de conexión. A 31 de diciembre de 2020 se tienen 61 AGPE.
INFORME TÉCNICO DISTRIBUCIÓN CHEC 2020
El año 2020, será un año recordado por todos, un año que invitó a descubrir o inventar nuevas formas de trabajar y de coordinación de acciones que permitieran garantizar la prestación del servicio. La pandemia por COVID-19 obligó a un confinamiento que a pesar de las múltiples dificultades que provocó, también trajo grandes oportunidades, incursionar de manera decidida en la virtualidad, aprovechando todas las herramientas tecnológicas, que antes eran usadas tímida y esporádicamente pero que, ante las circunstancias, se convirtieron en las mejores aliadas para coordinar acciones a través de la distancia y lo más importante permitió valorar lo esencial: la cercanía, el contacto, la presencia.
Durante el confinamiento los clientes CHEC valoraron la continuidad del servicio de energía y el distribuidor estuvo ahí, garantizando el suministro, aplazando actividades para no suspender el fluido eléctrico y acudiendo lo más pronto posible para normalizar el servicio cuando ante un inminente fallo, era suspendido. Los trabajadores, auxiliares técnicos no estuvieron confinados, ya que su presencia era esencial para el restablecimiento del servicio, a ellos una enorme gratitud, porque sacrificando su integridad estuvieron presentes para que nuestros clientes pudieran hacer más llevadero el confinamiento en sus hogares, garantizar el fluido en los centros de salud y mover la industria y el comercio en las nuevas modalidades.
La distribución de energía es la parte de la cadena que lleva la energía al usuario final, la gestión de CHEC importante porque contribuye al suministro continuo y de calidad de la energía posibilitando que los usuarios desarrollen sus actividades cotidianas sin contratiempos generando progreso y desarrollo en la región.
En sintonía con el propósito de la empresa de llegar a la cobertura total del servicio, CHEC lleva energía a cada rincón de Caldas y Risaralda promoviendo la calidad de vida y el desarrollo de sus habitantes, contribuyendo a la armonía de la vida para un mundo mejor.
Se ha logrado a partir de diferentes iniciativas como son el programa de Habilitación de Vivienda, conexión de nuevos clientes y el desarrollo de proyectos de infraestructura que permiten llevar redes a todos los rincones de los territorios. También ha sido parte fundamental de este proceso el compromiso y la labor incansable en la ejecución del mantenimiento de redes para garantizar la continuidad y calidad del servicio y el control y reducción de pérdidas para disponer de un sistema más eficiente y asegurar los ingresos de la empresa.
CHEC atiende integralmente al cliente brindando servicios conexos al suministro de energía como son la atención de daños y reparaciones, trabajos de mantenimiento de redes de distribución particulares (revisión, poda, movimientos de infraestructura, etc.) con
el fin de garantizar la correcta operación y funcionamiento de los sistemas eléctricos que son de propiedad del cliente.
La Empresa invirtió un total de COP 17 253 millones en expansión y reposición de redes, mantenimiento de la infraestructura y control de las pérdidas de energía para el mejoramiento de la calidad del servicio, las pérdidas se ubican en el 8,26% reduciendo 14,18 GWh hasta 2020, se realizó mantenimiento recorriendo 2 088 km de redes y 13 197 apoyos y se atendieron 4 094 peticiones y quejas relacionadas con aspectos técnicos de los clientes. Se vincularon 12 488 nuevos clientes que pueden hoy disfrutar del servicio. La expansión, remodelación de redes y obras eléctricas para la conexión de clientes, se realizó con excelentes materiales y atendiendo las disposiciones legales y ambientales que garanticen la seguridad de trabajadores y comunidad en general.
Al reducir las 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 a la 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 eléctrico, niveles de tensión I y II. 4. Mantenimiento del sistema eléctrico, niveles de tensión I y II.
5. Control de pérdidas de energía.
6. Gestión social y ambiental en el marco de las labores técnicas.
CHEC contribuye 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, lo que permite:
Mejorar la calidad de vida de las familias de la zona rural. Contribuir a la disminución de los niveles de pobreza extrema. Valorización de 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. Conscientes de los cambios que se vienen dando en el sector, promovidos por las tendencias mundiales en el uso de energías limpias y debido al creciente interés de los clientes en el uso de energía solar, CHEC ha conectado a su sistema 40 autogeneradores a pequeña escala que disfrutan de este servicio autónomamente e incluso entregan sus excedentes de energía al mismo, adicionalmente se trabajó durante el año en la creación de la oferta técnico- económica que permitiera llevar energía solar a aproximadamente 20 clientes del sistema durante el año 2021.
Alineados con las tendencias mundiales relacionadas con la automatización y aprovechamiento de la información, se ha creado un equipo de analítica de datos con la participación de los 4 equipos de trabajo de la subgerencia, aprovechando el potencial en conocimientos y estudios que adelantan sus integrantes. La iniciativa surge para desarrollar herramientas de analítica de datos con el fin de integrar los datos disponibles y tomar decisiones basados en información que le permita a la subgerencia mejorar el ciclo PHVA de sus procesos. Con la analítica de datos se va a capitalizar el conocimiento de las personas, incrementar la accesibilidad, comprensión y apropiación de la información, tomar las decisiones de negocio basado en datos e incrementar la competitividad. Durante el año 2020 se avanzó en:
Consolidar el equipo de trabajo
Definir los requerimientos a trabajar dentro de la iniciativa
Priorizar los requerimientos y construcción de cronograma de trabajo y EDT Iniciar el desarrollo de los requerimientos con alta prioridad
Se conformó un equipo de trabajo con integrantes de la subgerencia y otras áreas para que permita abordar esta necesidad del distribuidor para garantizar una red moderna, confiable y oportuna en la prestación del servicio, durante el 2020, se llevaron a cabo talleres para levantar las ideas y problemáticas en la automatización y con base en esta se estructuró un proyecto y buscar su aprobación en el año 2021.
En los últimos años la gestión de fronteras de medida ha tomado una mayor relevancia debido a la complejidad normativa que ha traído diversas resoluciones que impactan los sistemas de medición y el relacionamiento entre agentes, para dar respuesta a estos
desafíos se , un proceso transversal que entregue de manera
unificada los lineamientos y condiciones para la gestión integral de las fronteras de medida y el cumplimiento de la normatividad, con criterios de calidad y oportunidad. En adición, se realizaron ajustes a la estructura de trabajo y se creó un equipo dependiendo de la subgerencia para atender las tareas relacionadas con la gestión de medida y
relacionamiento entre agentes, con el fin de garantizar la ejecución de las actividades de manera óptima en tiempos y costos.
Para responder oportunamente a los cambios propuestos por el regulador en materia de medida inteligente, con la meta de cambiar el 75% de los medidores a 2030 e implementación de un gestor de información, CHEC participó activamente en los análisis regulatorios, comentarios y ajustes, preparándose para la expedición definitiva de la regulación que permita la planeación, el despliegue e implementación de AMI (Advance Metering Infraestucture) a partir de 2021.
Se conformó un g
las implicaciones operativas de los cambios introducidos por la resolución CREG 015 de 2018 en el manejo de activos de conexión en lo referente a los transformadores de distribución.
Los retos de CHEC en la distribución de energía se encaminan a disponer y mantener un sistema capaz de incorporar las soluciones de energía distribuida, atento a la incorporación de tecnologías nuevas y preparándose continuamente frente al futuro retador del negocio.
GESTIÓN DE RIESGOS EN LA GESTIÓN DE DISTRIBUCIÓN
Los riesgos identificados en la distribución de energía son:
Incremento en las pérdidas de energía, por la proliferación de la minería ilegal 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 controlados y se gestionan adecuadamente con:
La continuidad y fortalecimiento del programa de denuncias por uso indebido de la electricidad, como mecanismo de ley para coadyuvar en la gestión de las pérdidas, con la participación en la mesa de trabajo interinstitucional convocada por la Gobernación de Caldas para generar estrategias con el fin de buscar alternativas de solución a la problemática minera y adicionalmente con la implementación de tecnologías innovadoras que reducen la vulnerabilidad de la red.
Fortaleciendo las relaciones y los planes de acción en aquellas comunidades como las zonas mineras a lo largo del río cauca y en 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
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.
REPOSICIÓN, EXPANSIÓN, OBRAS CIVILES
A través del equipo de Expansión y Reposición de redes, se realiza la planeación y ejecución de los proyectos reportados en el plan de inversiones cuyo principal objetivo es mejorar la calidad de servicio y mitigar las condiciones de riesgo en los circuitos críticos de tal forma que se realice un aporte significativo a los objetivos estratégicos de la empresa.
Estos proyectos se ejecutan teniendo en cuenta criterios de obsolescencia, seguridad y calidad del servicio, además de ellos la Empresa también participa con el plan de cobertura en la construcción de las redes para los programas de habilitación de vivienda y electrificación rural, de igual manera se tiene un plan de inversión en la infraestructura de redes subterráneas a través de la realización de obras civiles para la construcción, ampliación y reparación de cámaras y canalizaciones, que surgen desde las necesidades de remodelación detectadas en la operación de los circuitos y subterranizando redes en la participación de proyectos de ciudad desarrollados por entes gubernamentales y empresas de otros servicios públicos en los diferentes municipios.
Con el desarrollo de dichos proyectos se contribuye a la armonía y al progreso de las regiones, permitiendo con su ejecución, la construcción de una nueva infraestructura y la mejora operacional con el fin de atender el crecimiento de la demanda que apalanque el crecimiento socio económico de las regiones donde CHEC presta el servicio de energía eléctrica, así como el objetivo estratégico de la empresa en crecer en mercados y negocios.
Superar los retos, consecuencia del año 2020 durante el cual la emergencia sanitaria ocasionó retrasos e inconvenientes en la ejecución de los proyectos, se convirtió en uno de los principales objetivos y a pesar del confinamiento, CHEC se adaptó a los cambios y creó nuevo valor al desarrollo de actividades trabajando a distancia sin afectar la prestación del servicio y garantizando su continuidad.
Principales retos, logros y dificultades 2020 y retos 2021 en la gestión técnica del distribuidor
Logros 2020
Se trabajó en el mejoramiento de la confiabilidad del servicio de energía y recuperación de pérdidas técnicas mediante la reconfiguración, reposición y repotenciación de circuitos a 13,2 kV en los municipios de La Dorada y Dosquebradas de acuerdo a los estudios de planeamiento del SDL
Se contribuyó con la construcción de redes para el suministro del servicio de energía para 90 viviendas sin servicio mediante el programa de Electrificación rural y 161 por el programa de Habilitación de Vivienda y servicios nuevos.
A pesar de la contingencia que se vivió a nivel mundial, se lograron cumplir con algunas de las actividades propuestas en el plan complementario de nivel de tensión 2, interviniendo los siguientes circuitos: Viterbo_el Retiro, Insula_El Trébol, Filadelfia _Samaria, Neira_Tareas, Manzanares_La Planta, Supia_Cruz de Helecho, Norcasia_Berlín San Diego. clasificados como los más críticos de acuerdo a la metodología de Gestión de Activos.
Retos- objetivos establecidos en 2019 para
2020 Principales Logros/resultados/éxitos 2020 Continuar con el plan de acción en el circuito 13.2
Berlín San Diego de la subestación Norcasia.(intervenir sector de San Diego) sector 7
Se ejecutó el 70% de lo planeado para el 2020 (sector comprendido entre las veredas Bélgica y la Samaría)
Mejoramiento de cámaras y canalizaciones - Obras Civiles
Se ejecutaron obras relacionadas con el mejoramiento de cámaras y canalizaciones en los sectores de: Centro, San José y Los Rosales, con la intervención de los circuitos: CHIPRE_ AGUSTINOS CHI23L14, PERALONSO_GALÁN PSO23L13, PERALONSO_LA ASUNCION PSO23L17.
Mejorar la infraestructura eléctrica de 225 proyectos urbanos y rurales que presentan deficiencia en la calidad del servicio con el fin de impactar 3 840 clientes, y participar en los Proyectos de Expansión solicitados por terceros en toda el área de cobertura.
Se logró mejorar la infraestructura eléctrica de 211 proyectos, impactando 4 402 clientes; eliminando factores de riesgo eléctrico para las comunidades, mejorando la calidad del servicio y atendiendo el aumento de la demanda.
Construcción de la interconexión de los circuitos BOA23L13 La Celia de la Subestación Balboa con el circuito SIO23L15 La Marina de la subestación Santuario.
No se pudo avanzar en el proyecto por la dificultad que se presentó por la emergencia sanitaria decretada por el gobierno nacional, en el cual se restringía la movilidad y el acceso a algunos municipios. Se reprogramó dentro del plan de inversiones para el año 2021.
Construcción del cable de guarda del circuito Mateguadua (COL23L12) de la subestación Las Coles.
Se continuo con la ejecución de este proyecto y se complementó con la construcción de la interconexión con el circuito San Félix de la Subestación de Salamina.
Se continuará con el programa de Electrificación Rural, se participará con la construcción de las
Se electrificaron 91 de las viviendas que se tenían programadas y se atendieron solicitudes especiales
