Reunión Técnica 013
Bogotá, 18 Agosto de 2011
Resoluciones 140 y 161
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Documentos Soporte:
D-072 de 2009
• Situaciones de indisponibilidad:
I. El generador declara disponible la planta, sale despachado, pero se declara
indisponible por indisponibilidad del gas causado por eventos atribuibles al
productor o al transportador.
II. El agente la declara disponible y en el despacho el CND no la tiene en cuenta,
entonces el agente le hace mantenimientos y cuando el CND la redespacha la
planta es declarada indisponible.
III. El generador declara disponible la planta, no sale en el despacho, pero si es
redespachado, cuando, cuando hace la renominación el gas no es aprobado.
IV. El agente vende el gas en el mercado secundario y cuando lo redespachan
prefiere mantener el compromiso del mercado secundario y declararse
indisponible.
V. El agente tiene el gas del mercado secundario pero la renominación no es
aceptada por el transportador
VI. El generador declara disponible la planta pero no tiene el gas y espera hasta el
final de los 6 periodos
Resoluciones 140 y 161
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Documentos Soporte:
Res Creg 125
• Propuesta de la CREG:
I. Las plantas que después de enviar la oferta con la disponibilidad real de la
planta, disminuyan la disponibilidad declarada, se les considerará la nueva
disponibilidad durante las 24 horas del respectivo Día de Operación, y
II. Las plantas que en el Día de Operación disminuyan la disponibilidad
declarada, se les considerará la nueva disponibilidad durante las 24 horas
del día operación y se les aplicará el valor correspondiente a la
desviación. Si la planta venía generando continuamente desde el día
anterior al Día de Operación, se tenía en cuenta la nueva disponibilidad
durante las horas restantes del Día de Operación.
Los mayores incentivos de dicha regulación eran: eficiencia, continuidad,
eficacia, simplicidad, reciprocidad y transparencia . Adicionalmente establece
que el CND deberá reportar a la SSPD la información de las plantas que
disminuyan su disponibilidad en el Día de Operación.
Resoluciones 140 y 161
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Documentos Soporte:
Res Creg 125
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Luego de este proyecto de resolución, salió el D-110 de 2009 con los
comentarios que habían realizado los agentes y se agruparon
principalmente en los siguientes temas:
– Continuidad en la generación,
– Funciones
Incentivos IHF
– Compensación
Arranque
Firmeza
La CREG tomó algunos de los comentarios sobre los aspectos técnicos y
realizó ajustes de redacción a la propuesta, pero la respuesta se enfocó
en que querían que “los generadores declaren la mejor estimación de su
disponibilidad”.
Traslado a la SSPD para que si lo considera ejerza sus funciones de
vigilancia y el control, e inicie investigaciones de ser necesario.
Según la CREG, no hay afectación del IHF.
Resoluciones 140 y 161
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Documentos Soporte:
Res Creg 140
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Como resultado se obtiene la Res. CREG 140 de 2009 que establece lo
siguiente:
I. Se mantiene la Situación 1 del proyecto y
II. Las plantas que en el Día de Operación no logren arrancar o incrementar
la generación dentro de las dos primeras horas de generación que se les
asignó en el Despacho, se les considerará una disponibilidad de cero (0)
MW o derrateada, según el caso, durante las 24 horas del día operación, y
se les aplicará el valor correspondiente a la desviación al Programa No
Cumplido.
Resoluciones 140 y 161
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Documentos Soporte:
D-132 de 2009 y Res 161 de 2009
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Flexibilizó un poco la Situación 2 y permite a los agentes la indisponibilidad
hasta el momento en el que se cumplan (2) condiciones: 1) que haya sido
declarada disponible y 2) que el CND la requiera según los criterios de
redespacho.
Resoluciones 140 y 161
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Comentarios para discusión:
1. Doble afectación ya que en el caso de situación 2, se toman acciones
retroactivas.
2. Si el CND no necesita el recurso, no le aprueban el hecho de haber superado
la indisponibilidad técnica.
3. Evaluación expost de la medida, para ver si los objetivos se cumplieron.
4. De la información que entrego el CND, se pudo obtener que durante el
2010, solo se ejecutó dicha media en 17 casos, de los cuales, 16 fueron por
problemas técnicos y solo uno por problemas de gas, motivo por el cual se
tomaron estas medidas.
5. Dar traslado a la SSPD.
6. Llevar este tema al CNO y buscar los fundamentos técnicos necesarios para
demostrarle a la CREG que esta medida no tiene sentido.
Fuente ANDEG- Datos XM
Inyector (H)
Deflector (H)
CT Frontera de conexión
Combustor Shell
Rotor
Válvula esférica
Tablero eléctrico 480 V
Sobrevelocidad
Regulador de velocidad
Posicionador IGB
Fuga de vapor en extracción
Regulador de tensión
Precalentador de aire
Alto spread
Temp Paquete
Estator
Inundaciones
Sistema de encendido
Cojinete
Fuga de aceite
Transformador principal
Breaker principal generador
Bajo nivel Caldera
Válvula de atemperación
Mantenimiento programado
Mantenimiento preventivo
Vibraciones
Condensador
Sistema de control
Bomba de agua
Turbina
Sistemas de manejo de combustible
Causa no identificada
250
Caldera
Suministro y/o transporte de combustible
Pruebas de Disponibilidad
Frente a la Res CREG 140 y 161 de 2009 las fallas se clasifican en:
Aplicación Res. CREG 140/09 - Clasificación de las fallas presentadas 20092011
200
150
100
50
0
Pruebas de Disponibilidad
•
La principal causa de falla es el suministro de transporte o suministro de
combustibles en el agregado.
Indisponibilidades de las Plantas Térmicas - Aplicación Res CREG
140/09 (2009-2011)
250
200
No identificados
150
Otras
100
Suministro y/o transporte de
combustible
50
0
2009-I
•
•
2009-II
2009-III
2009-IV
2010-I
2010-II
2010-III
2010-IV
2011-1
2011-2
Para las plantas que se mantienen por seguridad el número de ocurrencias
por combustibles se elimina después de la finalización del niño.
Las principales causas en el segundo semestre están asociadas a fallas en
la caldera.
Fuente ANDEG- Datos XM
Resoluciones 140 y 161
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Propuestas:
1. Propuesta Pruebas de Disponibilidad documento Termocandelaria
2. Dados los análisis es conveniente que se elimine la situación creada con las
Res 140 y 161, pues no alcanzan el objetivo para el cual fueron creadas.
Anexo 6 Res CREG 071 2011
• Problemática:
– La remuneración de las plantas por el CxC de acuerdo con la
liquidación del ASIC, al pasar la OEF anual al ajuste mensual y
luego diario, esta generando acotamientos entre:
OEF KWH-DIA vs CEN
24
é
ù
ê
å DCi,h,d,m ú
h=1
ú *ODEFR * PCC
RRIDi,d,m =min ê1,
i,d,m
i,m
ê ODEFRi,d,m +VCPi,d,m ú
ê
ú
ë
û
– Lo anterior genera unos diferenciales en los momentos en los
cuales la OEFD > DCC de la planta pues siempre se liquida con
la regla:
min (OEFD, DCC)
Anexo 6 Res CREG 071 2011
• Efectos:
En los días de mayor consumo la OEFD > ENFICC > CEN
Cálculos
Anexo 6 Res CREG 071 2011
• Efectos Económicos para el primer trimestre de 2011:
Diferenica TYP
Enero
Febrero
Marzo
-
TSJ
Gecelca
12.222.851
16.063.202
14.072.346
-
PRG
-
Gensa
26.972.720
11.886.617
19.130.987
TCD
ANDEG
Mercado
1.553.221 40.748.792 620.441.945
10.262.565 38.212.384 1.052.842.372
10.661.300 43.864.633 1.158.018.760
• El efecto se presenta en las plantas con IHF bajos
TSJ1
TCD1
IHF
0,8731
2,7413
Delta Enero 12.222.851
1.553.221
Delta
Febrero
Delta Marzo 14.072.346
10.661.300
TCD2
PPA1
18,2596
-
-
-
83.680
PPA2
5,0376
-
-
PPA3
5,6740
-
-
PPA4
1,0958
26.972.720
19.047.306
Anexo 6 Res CREG 071 2011
• A futuro esos diferenciales pueden afectar el IHF de las
plantas. La Res 148 de 2010 tiene el ajuste en la
capacidad disponible equivalente >> HI y HD
Propuesta:
• Elaborada por TEBSA.
Situación Actual
h
•
•
Obligaciones de Energía Firme Año =
OEFaño
i
OMEFR
EA  365  (  EFHid
Donde:
DO
i 1
i
 EA i , j *
t
i

 EFTerm
j
Dm
Obligaciones mensuales =
Dj
Donde:
OMEFRi,j,m : Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i
del generador j en el mes m.
EAi,j:
ENFICC asignada al generador j en la Subasta o en el mecanismo que haga
sus veces y respaldada con la planta o unidad de generación i.
Dm :
Demanda Objetivo del mes m.
Dj :
Demanda Objetivo para el primer año del Período de Vigencia de la
Obligación asignada al generador j.
DC
ODEFR
•
 EA i 
EF i
i , j ,m
j ,d ,m
 OMEFR
i , j ,m
d ,m
*
DC
m
Obligaciones Diarias =
Donde:
ODEFR j,d,m : Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i
del generador j en el día d del mes m.
OMEFRi,j,m : Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i
del generador j en el mes m.
DCd,m:
Demanda Comercial Total Doméstica del sistema para el día d del mes m.
DCm:
Demanda Comercial total Doméstica del sistema para el mes m.
j
)
Anexo 6 Res CREG 071 2011
g
•
Determinar la Energía Firme mensual =
EF m  D m  
u

EA i , j
j 1 i 1
Donde
– EFm:
– Dm :
– EAi,j:
•
Enficc correspondiente al mes m.
Enficc correspondiente al mes m
ENFICC del generador j respaldada con la planta o unidad de generación i.
Obligaciones de Energía Firme Mes =
OMEFR
i , j ,m
 EA i , j 
EF m
DO
m
Donde:
OMEFRi,j,m :
EAi,j:
DOm:
EFm:
•
Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i
del generador j en el mes m.
ENFICC del generador j respaldada con la planta o unidad de generación i.
Demanda Objetivo del mes m.
Enficc correspondiente al mes m.
Obligaciones de Energía Firme Diaria =
ODEFRi,j,m :
ODEFR
i , j ,m
 EA i , j
EF m
DO
m
Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i
del generador j en el mes m.
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