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El equipo de trabajo de planificación y gestión aporta a la gestión estratégica y competitiva de la organización, participando en la formulación, la implementación y el despliegue del direccionamiento estratégico, asesorando la formulación, implementación y evaluación del plan de empresarial, mediante el monitoreo de los objetivos y metas estratégicas, tácticas y operativas orientadas a la generación de valor económico, ambiental y social para los diferentes grupos de interés, fomentando de esta forma el desarrollo de territorios sostenibles y competitivos. Bajo el propósito de la sostenibilidad, el aporte a la gestión empresarial se enmarca en la planeación y gestión de iniciativas ambientales y sociales del negocio de

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PLAN DE OPTIMIZACIÓN DE LA CALIDAD DEL SERVICIO: Continuar con el proyecto de Calidad del Servicio y permitir la mejora que se verá reflejada en los indicadores SAIDI y SAIFI los cuales hacen parte de los indicadores del Cuadro de Mando Integral, y en los ingresos a través de una mejora en el AOM reconocido. Instalación, puesta en servicio e integración al SCADA de reconectadores que cumplirán la función de traslado de carga entre circuitos ante la presencia de eventos que causen demanda desatendida y para cúmulos de fallas que nos permitirá el aislamiento de la falla y la normalización del resto del circuito hasta que se supere la contingencia.

transmisión y distribución de energía y áreas administrativas en la organización, realizando acompañamiento y seguimiento a modelos, metodologías y directrices de acuerdo con las orientaciones de núcleo corporativo, en alineación con la normatividad colombiana vigente y estándares nacionales e internacionales. En materia de infraestructura, el aporte a la gestión empresarial se garantiza a través de la formulación de proyectos de inversión en infraestructura eléctrica de transmisión y distribución, orientados a garantizar la prestación segura, continua y confiable del servicio de energía a los clientes, generando valor económico, social y ambiental en los territorios comprendidos en el mercado de comercialización.

LOGROS 2015

Se mantuvo el desempeño de los indicadores SAIDI y SAIFI cumpliendo las metas establecidas por Núcleo Corporativo a través de la instalación de equipos en las redes eléctricas y otras acciones definidas en el plan.

Se instalaron 38 reconectadores que han permitido continuar y complementar la mejora en la calidad del servicio prestado.

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LOGROS 2015

Se instalaron 2localizadores de falla en un circuito industrial (de 11presupuestados), los cuales se están supervisando. Se tienen definidos los puntos y el plan de trabajo para nuevos localizadores. Cortacircuitos de tres disparos. Equipos Se instalaron 21 cortacircuitos con fusible instalados en redes de distribución y de repetición en el área rural, con lo cual preferiblemente en zonas rurales donde se se pudo incrementar la confiabilidad de presentan la mayor cantidad de fallas los ramales de circuito al igual, que instantáneas y permitir la recuperación del aportar en la disminución de tiempo para circuito de manera más eficiente. el restablecimiento de fusibles fallados. Se pretendía adquirir un módulo para localizar de fallas para que trabajara en el Búsqueda de herramientas que nos ayuden SCADA SURVALENT, pero desde la a atender las fallas de manera más eficiente Unidad de Soportes de las tecnologías de y oportuna. operación, definieron que ellos primero probaban el modulo allá y luego lo llevan a filiales. Se tenía planteado iniciar la marcación en el área Urbana e iniciando con Manizales, sin embargo buscando atacar el tema de criticidad se definió iniciar con los circuitos rurales que presentaban más alto grado, en su ejecución se ha avanzado en un Marcación codificada del 50% de las 10%en la marcación de las estructuras. estructuras en circuitos de distribución. Localizadores de falla. Equipos integrables al SCADA que nos permitirá atender el evento de manera más eficiente reduciendo los tiempos de búsqueda de la falla.

Desde el punto de vista del tiempo de ejecución no se alcanzó a ejecutar en mayor proporción debido a dificultades en la contratación y consecución del material adecuado para la misma. En el año 2015 el proyecto de PROYECTO DE PRODUCTIVIDAD EN productividad enfocó sus esfuerzos a CAMPO: optimizar el proceso de mantenimiento de Implementación del proyecto de productividad en campo que se da inicio en distribución, donde se concentra la la filial CHEC el próximo 15 de febrero y con mayorías de recursos de esta subgerencia, a través de la metodología una duración de 8 meses.  Homologación de Planes Tácticos y empleada por el consultor Booz and Company contratado para la realización Operativos.  Estrategia y políticas de contratación de un piloto en el núcleo corporativo, logrando integrar en el proceso a más de de recursos humanos. 250 personas que contribuyeron a la  Lineamientos para el proceso identificación de oportunidades de mejora abastecimiento de materiales a que abarcaron temas relacionadas con cuadrillas. diferentes áreas de la empresa como  Refinar el requerimiento de Desarrollo Organizacional, Tecnología computación Móvil, y gestionar su Informática, Cadena de suministro, implementación con T.I. Gestión Operativa y todo el Ciclo PHVA  Identificación y estandarización de del mantenimiento, durante este trabajo

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actividades claves en los procesos de campo. Desarrollo de nuevas capacidades y metodologías de productividad.

RESOLUCIÓN 038: Incorporar las acciones requeridas para dar cumplimiento a las condiciones técnicas y procedimientos que se aplican a la medición de energía de los intercambios comercial en el Sistema Interconectado Nacional, las transacciones entre agentes y las relaciones entre agentes y usuarios, de acuerdo con lo establecido en la resolución CREG 038 de 2014, por medio de la cual se modifica el Código de Medida contenido en el Anexo general del Código de Redes.  Identificación y gestión con grupos de interés.  Clasificación y tipificación de los puntos de medición.  Identificación de los elementos del sistema de medición.  Revisión y adecuación de procesos y procedimientos (puntos de medición existentes y nuevos).  Diagnóstico de cumplimiento de los puntos de medición existentes a los requerimientos y requisitos del Código (oficina y campo).  Adecuación de los puntos de medición a los requisitos del código acorde con lo encontrado en la etapa de diagnóstico.  Requerimientos del Centro de Gestión de la medida.  Registro de sistemas de medición.  Hoja de vida del sistema de medición.  Actualización del registro de fronteras comerciales.  Mantenimiento del sistema de medición. PLANIFICACIÓN Y GESTIÓN Incorporar la evaluación Socio – Ambiental en los análisis técnicos y económicos de los

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se efectuaron actividades en los cuales se lograron obtener ahorros de $1.200 millones, cumpliendo con la meta establecida por el proyecto y la vicepresidencia de Transmisión y Distribución

Se ha avanzado de forma adecuada en la implementación del código de medida para en la empresa; es así como en el centro de gestión de Medida se tienen ya definidas y suplidas en el 85% los requerimientos del mismo. Se realizó la verificación inicial de las fronteras comerciales y se elaboró el informe de diagnóstico para la Súper Intendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Está pendiente definir por parte del Consejo Nacional de Operación - CNO las pruebas de rutina a los sistemas de medición existentes; a raíz del fenómeno del niño que se bien presentando el CNO solicitó a la CREG el aplazamiento de las pruebas (Acuerdo 722), dadas las posibles afectaciones que se puedan tener en las subestaciones por suspensiones del servicios que implican estas pruebas. Se ha dado a conocer a las comunidades mediante campañas y talleres el alcance de la Resolución 038.

Se elaboró propuesta metodológica para el análisis de alertas tempranas en materia social y ambiental, la cual fue

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proyectos.

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aplicada a la ingeniería conceptual y al caso de negocio de los proyectos del plan de Expansión del STR de CHEC. Cumplimos con el desarrollo del 100% de Desarrollar el 100% de los hitos establecidos los hitos establecidos como CHEC para para dar cumplimiento al indicador de dar cumplimiento a las metas establecidas Trayectoria de la RSE. por el indicador de trayectoria de RSE 2015. Se adelantó en un 95% el desarrollo del diagnóstico para CHEC en DDHH con base en el Marco de Ruggie para la Realizar el diagnóstico en Derechos debida diligencia empresarial propuesta Humanos y gestionar la aprobación de la por Naciones Unidas, a través de una política en DDHH para CHEC. consultoría especializada. Se aprobó para CHEC por parte de la junta directiva la política en DDHH. Realizar el despliegue del nuevo Se realizó despliegue de direccionamiento direccionamiento estratégico de CHEC estratégico logrando impactar al 66% del alineado con el de Grupo EPM. total de los trabajadores de la empresa. Se logró ejecutar el 51% de la meta de las inversiones inicialmente Lograr el 100% de la ejecución de presupuestadas, debido a inversiones programadas para el año 2015. direccionamientos de Núcleo Corporativo, los cuales replantearon las inversiones asociadas a algunos proyectos. En el año 2015 se realizaron ajustes a la metodología para la medición del IGAE, por lo que desde Núcleo Corporativo, se replantearon las metas de cumplimiento para las filiales de energía del grupo EPM Obtener el 84% como resultado de la estableciendo como nueva meta para medición del Índice de Gestión Ambiental CHEC el cumplimiento del 77%. El Empresarial - IGAE. resultado obtenido por CHEC con respecto a la meta 2015 no se cumplió debido al impacto negativo que tuvo la sanción ambiental por parte del ANLA en la calificación, obteniéndose un resultado del 71%. CHEC se vinculó mediante convenios con las Corporaciones Autónomas de Caldas y Risaralda, al programa BanCO2, con el Participar como empresa en la Estrategia de fin de mitigar los impactos del cambio Cambio Climático de Grupo EPM. climático asociados al negocio de T&D y generando un impacto social en materia de bienestar y calidad de vida para las familias socias del programa. Gestionar la emisión del concepto favorable El 27 de mayo 2015 la UPME emitió por parte de la UPME para la ejecución de concepto favorable para la ejecución de los proyectos de expansión del STR y los proyectos de expansión del STR y

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conexión al STN.

Planear la expansión del Sistema de Distribución de Energía Eléctrica de los municipios de La Dorada y Dosquebradas.

Consolidación de planes de mantenimiento, integración de planes

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En relación con el avance en el montaje de los indicadores de falla y los reconectadores se tuvo dificultades en la capacidad operativa de la organización y con el comportamiento de la calidad del servicio. Con respecto a la marcación codificada de las estructuras en circuitos de distribución, se presentaron serios inconvenientes para la consecución del material adecuado, evidenciándose en los fallidos procesos de contratación. Para la implementación de la Resolución 038 se tuvo y persisten dificultades en la definición y ejecución de las pruebas de rutina para los transformadores de corriente y tensión, aunado a que para realizar las pruebas se requiere suspender el servicio, a su vez las condiciones asociadas

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conexión al STN. Se adelantó el afinamiento metodológico y la preparación de insumos de información para abordar el estudio de La Dorada. En Dosquebradas se llevaron a cabo intervenciones sobre la red a partir de análisis de corto plazo que permitieron alivianar restricciones identificadas en los diagnósticos previos. Se continúa con la sensibilización a los ingenieros de subestaciones y líneas, distribución y gestión de activos para lo cual se han realizado reuniones de trabajo sobre la importancia de los planes para la calidad del servicio.

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al fenómeno del niño hacen que se haya reconsiderado la realización de las pruebas. También se ha considerado que la CREG amplié el plazo de entrada en vigencia de la Resolución debido a que muchos de los tiempos contemplados se consideran cortos para le ejecución de las acciones no solo para la empresa sino a nivel del sector eléctrico. Relacionamiento complejo con INTERCOLOMBIA requerido para la emisión del concepto favorable de la UPME para la ejecución de los proyectos de ampliación del STR y de conexión al STN de CHEC, considerando además mayor gestión de CHEC ante la UPME para dar soporte a los resultados de los estudios técnicos y económicos presentados por el Operador de Red.

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La empresa a pesar de haber mejorado los indicadores de calidad, no fueron lo suficientes para permitir haber alcanzado los AOM reconocidos de acuerdo como lo define la Resolución CREG 097 de 2008. Limitaciones en la interacción y articulación con el Área Generación de Energía para consolidar los elementos de planeación transversal corporativa. Zonas grises en el relacionamiento que se identificaron incluso desde núcleo corporativo. Incorporación a iniciativas y atención de solicitudes derivadas del relacionamiento funcional con núcleo corporativo, además del involucramiento en asuntos corporativos que hacen complejo el manejo de agendas de trabajo, la planeación de las actividades y la atención de responsabilidades que hacen pesada la operación del día a día de los procesos de planeación. Se dificulto el poder consolidar para la empresa un mecanismo de integración para los negocios de generación y distribución, que permita la articulación y trabajo en relación con temas estratégicos de RSE y gestión ambiental. La espera en los cambios a realizarse a nivel de procesos, genera incertidumbre frente a como se deben desarrollar las acciones de gestión ambiental y social dentro del sistema de gestión integral. Adicionalmente genera que acciones puntuales

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desde la ejecución, no puedan ser ejecutadas (eje 1: gestión social y educación al cliente; eje 2: seguimiento ambiental a áreas de apoyo y área Comercial). El cruce de actividades muy relevantes como por ejemplo las acciones solicitadas para el desarrollo del aplicativo TORESA y el IGAE, durante los mismos períodos de tiempo. Se requiere que las directrices donde implica la demanda de tiempo de personal para actividades permanentes u otro tipo de requerimientos solicitados por Núcleo Corporativo, sea canalizado a través de los directivos, con el fin de definir la capacidad operativa de la Organización, teniendo en cuenta que las RIC son únicamente informativas y que las personas que allí participan no tienen la competencia de toma de decisiones.

Consolidar las gestiones asociadas a la mejora de la calidad del servicio, relacionadas con:  La articulación con los equipos de trabajo de Subestaciones y Líneas y de Distribución, para la realización de los mantenimientos programados teniendo como foco la calidad del servicio  Cumplir con la implementación de la resolución 038 de 2014 en los tiempos especificados y en los que llegaré a modificar la CREG.  Alcanzar cerca del 10% de la marcación codificada de las

estructuras en circuitos de distribución.  Cumplir con las metas para SAIDI Y SAIFI establecidas por Núcleo Corporativo. Implementar las acciones asociadas al sistema de gestión ambiental ISO 14001 en su versión 2015, para 7 subestaciones de 115 kV.

Compensar el 100% de las emisiones de CO2 generadas por el negocio de TYD mediante la iniciativa BANCO2 en Caldas y Risaralda. Formular el Plan Educativo Ambiental y Social para el negocio TYD de CHEC. Implementación y puesta en producción del aplicativo TORESA, como herramienta de administración de requisitos legales aplicables a CHEC.

NOMBRE DE META

DESCRIPCIÓN

HITOS

Implementación norma ISO 14001:2015

Implementar las acciones asociadas al sistema de gestión ambiental ISO 14001 versión 2015, para 9 subestaciones de 115 kV.

Diagnóstico Establecimiento y documentación Seguimiento y evaluación

Compensación huella de carbono

Compensar el 100% de las emisiones de CO2 generadas por el negocio de TyD mediante la iniciativa BANCO2 en Caldas y Risaralda.

Cumplimiento de requisitos legales ambientales

Implementación y puesta en producción del aplicativo TORESA, como herramienta de administración de requisitos legales ambientales.

Formalización de convenios Caracterización y selección de familias Pago por servicios ecosistémicos Verificación y seguimiento Establecer normograma para TyD Definir mecanismo de actualización normativa Implementar de acciones para el seguimiento legal ambiental (IGAE) Alineación de requisitos legales y la norma ISO 14001:2015 Puesta en producción del aplicativo TORESA

VALORES ESPERADOS Implementación del 100% de las acciones asociadas a la norma ISO 14001:2015, incluyendo la pre auditoría de certificación en 9 subestaciones CHEC Realizar el pago por servicios ambientales del 100% de las familias vinculadas al programa BanCO2

Cumplir el 100% de las actividades definidas para el cumplimiento de requisitos legales.

Trayectoria de la RSE

Desarrollar el 100% de los hitos establecidos para dar cumplimiento al indicador de Trayectoria de la RSE.

Despliegue de la política de DDHH CHEC. Materialidad CHEC 20162018 actualizada y validada

Materialidad CHEC 20162018 actualizada y validada

Despliegue de planes de relacionamiento CHECGrupo EPM

Plan Educativo Ambiental y Social

Formular el Plan Educativo Ambiental y Social para el negocio de TyD.

Evaluación ambiental y social de proyectos

Incorporar la evaluación ambiental y social en los análisis de prefactibilidad y factibilidad de los proyectos de infraestructura.

Reconocimiento sobrecostos proyectos expansión

Gestionar sectorialmente el reconocimiento de sobrecostos de los proyectos de expansión del STR y conexión al STN en ejecución.

RIC ambiental y social en CHEC (Generación y Distribución) implementada. Definir la estructura requerida a ser implementada para las acciones de educación en asuntos ambientales y sociales de CHEC dirigido a los grupos de interés Realizar el acompañamiento en asuntos ambientales y sociales en el desarrollo de proyectos de infraestructura del Plan de Expansión. Aplicación de metodología EPM Análisis y soporte Conclusiones y recomendaciones Socialización ante el sector

Comunicación y socialización de la política de DDHH de CHEC al 80% de los trabajadores profesionales de la organización. Materialidad asociada a 7 grupos de interés de CHEC, actualizada y validada a nivel interno de la organización 40% de los planes validados y socializados a los responsables de la gestión con grupos de interés de CHEC. 1 RIC creada y formalizada

1 plan formulado

Participación a los 5 proyectos del Plan de Expansión de CHEC Realizar la gestión de los 5 proyectos de expansión de infraestructura que ejecuta actualmente el Área de Proyectos

Planeación SDL

Planear la expansión del sistema de distribución de Energía Eléctrica de los municipios de La Dorada y Dosquebradas.

Alineación metodológica Consolidación datos de entrada Diagnóstico, análisis Formulación de propuestas

Desarrollar los estudios de planeamiento para los dos municipios (Dorada y Dosquebradas)

Consolidación de planes

Participar en la definición y consolidación de los planes de inversión de infraestructura, así como los planes de operación, mantenimiento y contingencias.

Definición de estrategia Implementación del plan de trabajo Seguimiento y verificación

Alineación de 3 de los 4 de los planes mencionados

Apoyar la ejecución de los proyectos de expansión de infraestructura eléctrica, ofreciendo el soporte requerido ante la UPME

Análisis de la solicitud Modelamiento de las necesidades Consolidación de información Atención al requerimiento

Atención del 100% de los requerimientos

En forma mensualizada verificar el cargue de información de los indicadores, con su respectivo análisis

Verificar el cargue y calidad de los análisis del 100% de los indicadores, de acuerdo con la periodicidad de los mismos y con base en los cronogramas mensuales que se dispongan desde la Dirección de Desempeño Corporativo.

Presentar en Junta Directiva las políticas liberadas por Núcleo Corporativo para ser adoptadas en las filiales.

100% de las políticas liberadas por Núcleo, presentadas en Junta Directiva de acuerdo con la agenda típica de sesiones de JD.

Apoyo a la ejecución de proyectos

Seguimiento sobre los reportes de los indicador en CMI y análisis de resultados para los negocios

Incorporar la definición de las políticas, directrices y lineamientos para la gestión del negocio de transmisión y distribución.

Realizar la administración del CMI de CHEC sobre el sistema de gestión QuickScore

Que las políticas definidas en Grupo EPM sean llevadas a la sesión de Junta Directiva para su adopción en CHEC.

Plan de acción POSCONFLCITO

Escenarios de acciones de posconflicto que debe desarrollar las empresas filiales del grupo en sus territorios.

Indicadores SAIDI - SAIFI CHEC

Corresponde al cumplimiento de los indicadores que miden la calidad del servicio a los usuarios del SDL de CHEC. Basados en el plan de optimización de la calidad del servicio que viene trabajando CHEC desde el año 2013

Auditoría calidad de la información.( Res CREG 025/2013)

Corresponde a la auditoria indicada en la Res CREG 025/2013 a la información del esquema de calidad del servicio en los sistemas de distribución local

Desarrollar plan de acción con actividades para el 2016, de acuerdo con el cronograma para filiales. - Implementar metodología para análisis de fallas - Ajustar criterios de criticidad para priorización de intervenciones - Reuniones de seguimiento del comportamiento del sistema con áreas involucradas (mantenimiento de subestaciones y de distribución). - Generar propuesta de ajuste a planes de mantenimiento. Instalación de cortacircuitos de tres disparos. (Definir puntos y cantidad, Adquisición e instalación). --Instalación de indicadores de falla. (Ubicación, coordinación protecciones, instalar). -Instalación de reconectadores de 33Kv(definir puntos, estudios de protección e instalación) - Diagnóstico preliminar - Aplicación de ajustes/adecuaciones/me joras con destino al cumplimiento - Elaboración de términos de referencia - Llevar a cabo proceso contractual - Ejecutar auditoría

Desarrollar un porcentaje de las acciones planteadas en el cronograma para el año 2016.

A diciembre de 2016: SAIDI a 26,13 y SAIFI a 24,62. Instalar 50% de los cortacircuitos adquiridos. Instalar el 80% de los indicadores de falla.

Al final de la ejecución del contrato de auditoría, se espera tener una valoración positiva y superior a 294 puntos

Adecuaciones tempranas y básicas del Proyecto de resolución CREG 179/2014

Cumplir con la implementación de la resolución 038 de 2014

Homologación de Telemedida Marcación codificada de las estructuras en circuitos de distribución.

Realizar el análisis del proyecto de resolución CREG 179/2014, en lo concerniente con la calidad del servicio con el fin de Adquirir/preparar/ajustar/ad aptar y generar las condiciones para dar cumplimiento.

- Hacer el análisis de la resolución y sus impactos - Realizar las adecuaciones necesarias a los sistemas informáticos - Determinar la necesidad de la adquisición de equipos necesaria exigida por la resolución. - Realizar sensibilización y capacitaciones a todo el personal involucrado. - Diagnosticar las necesidades de información. - Coordinar con todas las áreas involucradas la revisión de los ajustes en los reportes y requisitos de información.

La resolución 038 de 2014 llamada Código de Medida establece los requerimientos que deben cumplir los sistemas de medida

CHEC tiene construido un cronograma para la implementación de esta resolución la cual tiene algunos retrasos en lo que tiene que ver con las pruebas de Rutina por inconvenientes presentados en todas las empresas

Lograr la estandarización de las actividades de Telemedida en las filiales. Para este año se tiene programado realizar cerca del 10% para tener un acumulado del orden del 20%

Se estará acorde con el cronograma planteado para el grupo Adquisición del material e instalación en los circuitos urbanos que se definen acorde con criterios criticidad.

Al momento que quede en firme esta resolución se espera haber avanzado de manera significativa en la implementación de la misma. Este trabajo lo iniciamos en el mes de noviembre de 2015

Cumplir con los tiempos regulatorios establecidos en la resolución 038 que es para el mes de mayo. Se han cumplido hitos importantes como la implementación del CGM (Centro de gestión de Medida) Estandarización de las actividades de telemedida Alcanzar al 2016 el 20% de la marcación de circuitos.

Valoración de la calidad de la información en el sistema de información gráfico y alfanumérico

Pérdidas Técnicas

Se realizará mediante un levantamiento de información de infraestructura de circuitos obtenido con base en metodología de muestreo.

Se realizaran las gestiones pertinentes para obtener las pérdidas técnicas de la Empresa

Homologación del proceso Operar SDL-STRSTN

Cumplir con el 100% de los hitos asociados a la Homologación del proceso Operar SDL-STR-STN

Proyecto Productividad en Campo

Hitos Proyectos EPMSF Proyecto Productividad en Campo

Los muestreos que se realizaran son: • Calidad de información de infraestructura: 4 zonas. • Amarre de usuarios nuevos y amarre de usuarios existentes: Para todo el sistema.

Se espera que en amarre de usuarios se tenga un error máximo del 5%. En infraestructura del 10%.

Se estará acorde con el cronograma planteado para el grupo Estamos analizando la posibilidad de trabajar de la mano con la UTP, mediante el convenio marco que estamos renovando con la universidad

Obtención de las pérdidas de Transformadores, acometidas y contadores con la metodología del Universidad Tecnológica de Pereira. Unificación dela metodología de cálculo para las filiales.

Con la versión final de la documentación de homologación revisada en 2015 con todas las filiales del Grupo, se socializara a todo el equipo de trabajo la documentación derivada de la Homologación Utilizar los formatos definidos en la homologación Implementar el modelo de productividad a los procesos de pérdidas de energía y Atención técnica de clientes

Iniciar a trabajar acorde a los lineamientos establecidos en la homologación del proceso.

100% de la implementación en estos procesos

Disponibilidad de Activos de Transmisión STR CHEC

Corresponde al indicador del cuadro de mando integral que mide la disponibilidad de activos del STR

Actualización SGO

Poner en funcionamiento las actualizaciones del aplicativo SGO (Sistema Gestión de la Operación)

-Realizar seguimiento mensual al indicador -Presentar en la RIC estratégica del negocio de T&D en CHEC el estado de los indicadores mensualmente y seguimiento a los indicadores del comportamiento de los activos del STR -Ingresar los planes semestrales de mantenimiento en el SNC (Sistema Nacional de Consignaciones) o consignaciones fuera del plan, teniendo en cuenta el estado de este indicador -Supervisar y controlar las variables presentes en el sistema eléctrico y el estado de los equipos de operación y maniobra Obtener versión final del aplicativo Capacitar al personal del contact center Capacitar a operadores de centro de control, todos los equipos de mantenimiento en Distribución y en STR y en general todo el personal que hace uso de la herramienta Poner en servicio la herramienta

Se espera mensualmente no sobrepasar las metas establecidas en conjunto con la Subgerencia de Subestaciones y Líneas: • 2016: 99.70% • 2017: 99.72% • 2018: 99.74% • 2019: 99.76%

Se espera tener la actualización de la herramienta en primer trimestre 2016

Expansión de la red de telecomunicacio nes del grupo EPM

Corresponde a la implementación de una nueva plataforma tecnológica, la cual integrará los servicios actuales y futuros en una red con alta disponibilidad, capacidad y ciberseguridad para cada filial y la unificación nacional a través de un backbone nacional entre las empresas de energía del grupo EPM.

Diseño detallado de la red de telecomunicaciones Realización de interventoría a los contratos de fibra óptica y de equipos MPLS Generación, ejecución y seguimiento al plan de migración de servicios

Puesta en servicio esquema ICCP con CND, canal principal

Corresponde a la implementación del esquema de intercambio de información operativa sobre el estándar ICCP adoptado últimamente por CND y sobre el canal principal objetivo GREG080

Migración ELCOM a ICCP - Ajustes a de red/firewall - Pruebas - Puesta en servicio

Puesta en servicio esquema ICCP con CND, canal de respaldo

Corresponde a la implementación del esquema de intercambio de información operativa sobre el estándar ICCP adoptado últimamente por CND y sobre el canal de respaldo objetivo GREG080

Desarrollo contractual de suministro de equipos y aplicaciones ICCP - migración ELCOM a ICCP - Ajustes a de red/firewall - Pruebas - Puesta en servicio

Adquisición e instalación de equipo servidor HMI CHEC2

Actividad relacionada con la compra e instalación del equipo HOST CHEC2, asociado al sistema de tiempo real en Centro de Control

Desarrollo contractual de suministro de equipo y aplicación MicroSCADA - Migración MicroSCADA 8.4.2 A 9.2 - Ajustes a de red/firewall - Pruebas - Puesta en servicio

Al final de la ejecución del proyecto para el 2016 esperamos obtener la comunicación a través de la nueva red MPLS: 15 subestaciones, 2 plantas de generación y 8 localidades. Adicionalmente, el cierre de anillo a nivel nacional entre todas la filiales Al final de la ejecución de las tareas se tendrá en funcionamiento el intercambio operativo sobre el estándar ICCP. Febrero 2016 Al final de la ejecución de las tareas se tendrá en funcionamiento el intercambio operativo sobre el estándar ICCP. Julio 2016 Se espera que a marzo/abril de 2016 haber realizado la instalación del 100% de los equipo adquirido.

1. Documento de metodología para el desarrollo de análisis de eventos 2. Documento de metodología para el estudio de coordinación de protecciones 3. Documento de requerimientos mínimos para aprobación de proyectos de conexión Entrenamiento a los 16 operadores del centro de control sobre: Módulo Protección, normatividad y seguridad operacional

Documentar metodologías

Generar documentos de referencia que permitan unificar criterios y elaborar informes bajo la misma estructura

Entrenamiento para operadores

Primer ciclo de entrenamiento para operadores – Módulo Protección, normatividad y seguridad operacional

Estudios de coordinación programada para reconectadores nivel 33 kV

Realizar el estudio de coordinación de protecciones para los reconectadores NOJA que se van a instalar en nivel 33 kV

Ajuste de protecciones para parametrizar los relés de protección

30 estudios para Parametrización de relés

Estudio y coordinación programada para indicadores de falla

Realizar el estudio de coordinación de protecciones para los indicadores de falla que se van a instalar en las redes 33 y 13.2 kV

Ajuste de protecciones para parametrizar los indicadores de falla

16 indicadores de falla

El equipo de trabajo de planificación y gestión aporta a la gestión estratégica y competitiva de la organización, participando en la formulación, la implementación y el despliegue del direccionamiento estratégico corporativo, asesorando la formulación, implementación y evaluación del plan de empresarial, mediante el monitoreo de los objetivos y metas estratégicas, tácticas y operativas orientadas a la generación de valor económico,

3 documentos de referencia

100% del personal entrenado

ambiental y social para los diferentes grupos de interés, fomentando de esta forma el desarrollo de territorios sostenibles y competitivos. Bajo el propósito de la sostenibilidad, el aporte a la gestión empresarial se enmarca en la planeación y gestión de iniciativas ambientales y sociales del negocio de transmisión y distribución de energía y áreas administrativas en la organización, realizando acompañamiento y seguimiento a modelos, metodologías y directrices de acuerdo con las orientaciones de núcleo corporativo, en alineación con la normatividad colombiana vigente y estándares

nacionales e internacionales. En materia de infraestructura, el aporte a la gestión empresarial se garantiza a través de la formulación de proyectos de inversión en infraestructura eléctrica de transmisión y distribución, orientados a garantizar la prestación segura, continua y confiable del servicio de energía a los clientes, generando valor económico, social y ambiental en los territorios comprendidos en el mercado de comercialización.

 El sistema de Transmisión Regional está compuesto 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 720 MVA y 471 km de líneas.

Se tiene impactada una población de 1 470 304 habitantes (dato tomado de proyecciones DANE para 2015) en los

departamentos de Caldas y Risaralda (exceptuando Pereira). Área de cobertura de CHEC: 10 412,8 km2

Departamento Caldas Risaralda

Área 7 442,4 km2 2 970,4 km2

El Sistema de Distribución Local está compuesto por subestaciones y redes que operan con tensiones en los niveles 1, 2 y 3, conformado así:

Número de Transformadores de distribución: 18 785 Capacidad instalada de Transformación (MVA): 770

Número de subestaciones transformación 33/13,2 kV: 61

Kilómetros de red: 22.046 distribuidos en los niveles 1, 2 y 3 de la siguiente forma:

Nivel 1 2 3

con

Tensión (kV) 0,24 13,2 33

Cantidad (km) 12 508 8 698 840



Para CHEC el tema de cobertura y principalmente la electrificación rural es un asunto de alta prioridad. A través de todos los años de existencia de la empresa se han hecho proyectos / obras encaminadas a dotar del servicio de energía a la población rural y especialmente a la población de menores ingresos / recursos. Para esto han realizado alianzas Público – Privadas y desarrollado contratos y convenios, entre los cuales se destacan los Macro Proyectos CHEC Ilumina el Campo (Fase I), desarrollado entre los Años 2004 al 2006, y CHEC Ilumina el Campo Fase II, desarrollado desde el año 2011 y vigente hasta principios del año 2015. Con estos programas / proyectos / convenios / contratos se ha buscado tener los más altos índices de cobertura para lograr la “Universalización del servicio de energía”. Los programas o proyectos de electrificación rural emprendidos por CHEC tienen en su alcance la construcción de las redes de distribución de energía eléctrica de nivel de tensión I y II requeridos para dotar del servicio de energía eléctrica a las viviendas. En los programas o proyectos no se incluye el sistema de medida e instalaciones internas de las viviendas ya que reglamentariamente no se pueden

invertir recursos CHEC en las instalaciones de propiedad de los clientes. Por lo anterior, en los macroproyectos como CHEC Ilumina el Campo se han buscado alianzas para gestionar y ejecutar los recursos necesarios para dotar e instalar el sistema de medida e instalaciones internas a las viviendas incluidas en los proyectos, costos que son asumidos por los Co-Financiadores y/o los clientes beneficiados. Los programas / proyectos / obras de electrificación rural están dirigidos a dotar del servicio de energía a la población rural, principalmente a la población de menores ingresos / recursos, correspondientes a los estratos 1, 2 y 3. Actualmente en CHEC los Procesos encargados de atender la Población Sin Servicio de Energía son Clientes a través del Programa Habilitación de Vivienda (HV) y Expansión y Reposición de Redes – SDL a través del Proyecto CHEC Ilumina el Campo II y los Proyectos de Expansión y Reposición de Redes. Ambos pertenecientes a la Subgerencia de Distribución. De acuerdo a todas las acciones orientadas a aportar al propósito de la sostenibilidad apalancados por un ámbito social, logrando desarrollos en la cobertura universal del servicio se han alcanzado índices importantes en cobertura rural y urbana los cuales se presentan a continuación:

El Sistema de Transmisión Regional está compuesto por las redes eléctricas regionales o interregionales de nivel de tensión 4 conformado por el conjunto de líneas y subestaciones de transformación 115/33kV. La red eléctrica de la CHEC en nivel de tensión 4 posee 24 líneas con una longitud total de 471 km, las cuales cubren los departamentos de Caldas, Quindío y Risaralda y se enlazan con los sistemas de la Compañía Energética del Tolima, Empresa de Energía de Cundinamarca, Empresa de Energía del Pacifico, Empresa de Energía de Quindío, la Empresa de Energía de Pereira y el Sistema de Transmisión Nacional a través de 4 autotransformadores ubicados en las subestaciones Esmeralda (2x90MVA), La Enea (150MVA) y Hermosa (150MVA). Adicionalmente CHEC posee 16 subestaciones de transformación en el nivel de tensión de 115kV con una capacidad de transformación de 720 MVA.

En el nivel de tensión 3, conformado por el conjunto de líneas de 33 kV y subestaciones de transformación 33/13,2kV, CHEC posee 61 subestaciones operadas en su totalidad desde el Centro de Control ubicado en la ciudad de Manizales, con una capacidad instalada de transformación 33/13,2kV de 478 MVA. En el nivel de tensión 3 CHEC posee 66 líneas con una longitud total de 840 Km, permitiendo en su mayor proporción realizar reconfiguraciones y modificaciones en la topología del sistema de subtransmisión, lo que permite mejorar los factores de confiabilidad, calidad y continuidad del servicio de energía eléctrica para los departamentos de Caldas y Risaralda. En el nivel de tensión 2, el sistema eléctrico se encuentra compuesto por el conjunto de 208 líneas de 13,2kV, con una longitud de 8698 Km, con una capacidad instalada de distribución de 762 MVA. Cuenta con 18785 transformadores de distribución clasificados en 6962 transformadores urbanos y 11620 transformadores rurales. Adicionalmente las redes de 13,2kV cuentan con 154 equipos reconectadores de línea

instalados entre cúmulos de fallas.

interconexiones,

y

restablecer el servicio en caso de que se haya producido un incidente.

Todas las subestaciones se encuentran automatizadas, tele controladas y supervisadas desde el centro de control, el cual emite las instrucciones de operación del sistema en los niveles de tensión 1, 2,3, y 4 con el fin de garantizar la seguridad y calidad del suministro eléctrico. Adicionalmente, se emiten consignas de operación de los elementos de la red de transporte y distribución para que las variables de control permanezcan dentro de los márgenes establecidos en los procedimientos de operación; el centro controla de forma permanente el estado de la red y sus parámetros eléctricos mediante una red de telecomunicaciones, actuando sobre las variables de control para mantener la seguridad y calidad del suministro o para

El centro de control se encuentra soportado por el sistema SCADA cuya misión es gestionar la información que se recibe en tiempo real desde las subestaciones para presentarla a los operadores y a los ingenieros de operación en una forma gráfica fácilmente comprensible y efectuar los estudios que permitan garantizar la seguridad del sistema eléctrico.

La demanda de energía eléctrica en Colombia en 2015 alcanzó los 66,173GWh, con un crecimiento del 4,09% con relación al año 2014. Este 4,09% es

atribuible en su mayor proporción a que el fenómeno del niño ha propiciado que los escenarios climáticos se desplacen hacia los puntos máximos de las

 En el siguiente gráfico se presenta la evolución de la demanda de energía eléctrica en Colombia (Sistema Interconectado Nacional –SIN) en 2015.

temperaturas en todas las regiones del país, impulsando los consumos de refrigeración, acondicionamiento de espacios, bombeos agrícolas y bombeos de acueductos.



La demanda de energía eléctrica en el país con corte al mes de agosto de 2015, disminuyó a una tasa de 13% anual engrandes consumidores. El impulso a la demanda de energía eléctrica lo están explicando los hogares de estratos bajos, teniendo éstos una mayor elasticidad precio – demanda que explica su mayor volatilidad en el consumo de energía eléctrica. La economía colombiana enfrentó en 2015 su desaceleración más significativa desde 2009 (último año en que la economía colombiana creció por debajo del 2%).

En el siguiente Gráfico se presenta la demanda acumulada de los últimos 10 años, desde 2005 hasta 2015 del SIN, así mismo, se presenta la tasa de crecimiento anual.

Por tanto, dentro del contexto latinoamericano, sobresale positivamente el caso colombiano: la economía creció a 2,9% durante el primer semestre de 2015, que si bien es 1,7% inferior al crecimiento de 2014, es una cifra alejada de un escenario de recesión, sin destrucción significativa de empleos, y con un consumo de hogares creciendo por encima del 3%, mostrando la fortaleza de la demanda interna y que el nivel de gasto es aún sólido en las familias colombianas. No obstante, las previsiones de crecimiento económico para Colombia siguen con previsión a la baja. Las razones radican en la desconfianza que generan:

a) la vulnerabilidad de la economía colombiana frente a la caída en los precios del petróleo; b) el fortalecimiento del dólar; c) el deterioro del entorno externo, en particular por la crisis económica que afrontan Venezuela, Ecuador y Brasil. Pese a esto la gran fortaleza de la economía colombiana sigue siendo su demanda doméstica. En el caso de la demanda de energía eléctrica, esta se ha venido fortaleciendo así mismo, los consumos a nivel residencial, industrial y comercial. La demanda de energía eléctrica en Colombia independientemente del estrato a nivel de hogares, o del sector, se ha fortalecido como una demanda inelástica, es decir, insensible a variaciones en el precio, lo que hace estable su nivel de consumo tendencial a largo plazo.

La demanda de electricidad de CHEC de enero de 2015 a diciembre de 2015 fue de 1 495,08GWh, el cual presentó crecimiento con respecto al año anterior,



El operador de red CHEC SA ESP alimenta la demanda del departamento de Caldas y de los municipios de Risaralda exceptuando la ciudad de Pereira. En Caldas alimenta 27 municipios y 15 corregimientos y en Risaralda atiende 13 municipios y 4 corregimientos. La participación de CHEC en el área operativa CQR en el año 2015 fue de 53,5%. La participación de CHEC S.A E.S.P. en el 2015 en el Sistema Interconectado Nacional fue de 2,26% aproximadamente. A continuación se muestra en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. la demanda de electricidad acumulada de los años 2005 hasta el 2015 con su respectiva tasa de crecimiento anual.

en el cual la demanda de energía fue de 1 422,26GWh. La demanda en promedio diario para el año 2015 fue de 4095 842MWh/Día con un crecimiento de 5,1% respecto a 2014.

La máxima demanda promedio se presentó en el mes de septiembre con un valor de 4278 333MWh/Día, seguido de agosto y octubre con valores de 4180 355 y 4259 839Mwh/Día respectivamente.

El detalle de la evolución de la demanda del año 2015 y la tasa de crecimiento para el operador de red CHEC se presenta en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.--.

La demanda máxima de energía en el año 2015para el operador de red CHEC SA ESP se registró el 29 de Septiembre con 4 722,53MWh/día, equivalente a un crecimiento de 9,96% respecto al año 2014.

registró el 30 de septiembre en el periodo 20 con 263MW, lo cual representa un incremento de 14 MW con respecto al año 2014, equivalente a un crecimiento de 5,62%. En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.se muestra la evolución de la demanda máxima de potencia para el año 2015 del operador de red CHEC:

La demanda máxima de potencia en el año 2015 para el operador de red CHEC se Demanda Máxima Crecimiento Día Max Mes Periodo Potencia (%) Potencia (MW) Enero 237 0,89 Martes 13 P20 Febrero 244 3,32 Lunes 23 P20 Marzo 245 3,59 Martes 10 P20 Abril 248 3,39 Martes 28 P20 Mayo 248 4,49 Martes 19 P20 Junio 249 4,83 Jueves 4 P20 Julio 246 2,91 Jueves 23 P20 Agosto 249 4,74 Martes 18 P20 Septiembre 263 10,97 Miércoles 30 P20 Octubre 255 6,69 Miércoles 7 P20 Noviembre 252 1,20 Miércoles 18 P19 Diciembre 258 3,61 Miércoles 09 P20

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El valor de demanda no atendida para el Operador de red CHEC SA ESP durante el año 2015 fue de 2 607 172kWh.

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A continuación se realizará un resumen de las contingencias y daños de mayor relevancia que se presentaron durante el año 2015 y en los cuales se tuvo desatención de demanda, o indisponibilidad de activos del STR:

, Se presenta evento sobre la línea Victoria-Samaná 33kV, por línea de guarda reventada, se efectuaron interconexiones por el nivel de 13,2kV para alimentar los circuitos de la subestación Samaná, mientras se llevaba a cabo la reparación. Esta falla produjo una indisponibilidad de la línea Victoria Samaná 33kV de 2,2 horas. Subestación El Llano 18 de enero de 2015, Debido a múltiples reportes sobre el circuito El Portento de subestación El Llano, se envía grupo a verificar en la subestación encontrando fusibles del lado de alta del transformador disparados sin actuación del reconectador por el lado de baja tensión. Se llevó a cabo el cambio de fusibles, y se

generó una indisponibilidad de 11,6 horas de este transformador.

, Se presenta evento sobre la línea Viterbo Balboa 33kV, por guaduas sobre la red entre los apoyos 46 y 48. Se descargaron los circuitos 13,2kV de la subestación y se dejaron interconectados mientras se efectuó la reparación de la falla. A causa de esta falla la línea Viterbo – balboa 33kV estuvo indisponible durante 11.73 horas.

, Se presenta apagón general en las subestaciones mencionadas y del autotransformador en subestación La Enea, a causa de falla en seccionador de línea del campo de alta del transformador 115/33kV de esta misma subestación. Dicho transformador se deja indisponible hasta el día siguiente, cuando la bahía de alta es normalizada por el campo de transferencia, mientras se realizaban las gestiones pertinentes para la reposición del seccionador fallado. El día 20 de febrero se llevó a cabo el cambio y reposición del seccionador fallado.

Se presenta desconexión de las bahías de alta y baja del transformador 33/13,2kV en subestación Irra; en revisión realizada por personal de Subestaciones declaran fallado dicho transformador. Los circuitos 13,2kV de subestación Irra se dejan interconectados con las subestaciones Quinchía y Altamar. El 10 de abril se energiza nuevamente dicho transformador después de las

actividades de correspondientes.

reparación

, 07 de Marzo se presenta desconexión de la línea Ínsula Manizales 115kV durante 14,88 horas mientras se llevaba a cabo el retiro de guaduas sobre la línea. El evento se presentó a altas horas de la noche, por lo que la reparación solo se efectuó hasta el día siguiente. 26 de Marzo se presenta una nueva desconexión de esta línea a causa de línea de fase reventada, con un tiempo de indisponibilidad de 17,38 horas.

Se requirió sacar de servicio el transformador 33/13,2kV de la subestación La Felisa por problemas de gases internos. Para lo anterior se alimentó dicha subestación a través del circuito El Tambor de la subestación, La Merced utilizando la línea 33kV La Merced – la Felisa energizada a 13,2kV. El transformador se repone el día 16 de julio.

disparo estaban quemadas por lo que este quedó indisponible mientras la corrección de la falla; y la carga de Perico fue alimentada por la subestación Victoria. El interruptor tuvo una indisponibilidad de 15,19 horas.

, Se presenta una indisponibilidad de la línea Salamina – Aranzazu 33kV de 16,8 horas por arcos primarios reventados y árbol sobre la red, por lo que mientras se llevaba a cabo la reparación la alimentación de las subestaciones Aranzazu y Filadelfia se debió trasladar hacia la línea Peralonso – Neira 33kV. Cuando aún no se subsanaba la falla sobre la línea Salamina – Aranzazu 33kV, se presentó apertura de la línea Peralonso – Neira 33kV presentándose una nueva desatención de demanda en las subestaciones Aranzazu y Filadelfia, y adicional en la subestación Neira por casi 1 hora, mientras se realizaban las maniobras de normalización de dicha línea de forma local, por falla en la comunicación.

Subestaciones Esmeralda y La Rosa 21 de Marzo de 2015, se presenta evento sobre la línea Esmeralda - La Rosa 1 115kV por cable de guarda reventado sobre las fases, generando a la línea una indisponibilidad de 7,68 horas.

Se presenta desconexión de uno de los transformadores 115/33kV de la subestación La Rosa, a causa de bornera sulfatada; generándose una indisponibilidad de 2 horas mientras se realizaban las actividades de reparación.

Se presenta breaker failure en la barra de 33kV de la subestación Dorada causado por el interruptor DOR30L23 Perico – Victoria, el cual no operó ante un disparo de sobre corriente direccional 67. Se encontró que en el mando del interruptor en mención las bobinas de

, Se presenta falla sobre la línea Ínsula Manizales 33kV por aislador de pin fallado, debiéndose interconectar los circuitos 13,2kv de la subestación la Manuela. La línea estuvo indisponible durante 18,42 horas, por la falta de luz día para realizar revisión a la línea, por lo que

la revisión y reparación se realiza al día siguiente.

Se encontraba desconexión de la línea Viterbo Belalcázar 33kV, y al ejecutarle un intento de cierre, saca fuera de servicio el transformador 115/33kV de la subestación Viterbo. Por lo anterior se deja línea para revisión, y la carga de la subestación Belalcázar se traslada hacia la subestación Marsella. La falla sobre la línea era línea de fase reventada, causando una indisponibilidad de 15 horas.

, Se saca fuera de servicio transformador 115/33kV, a causa de un incremento considerable de gases, fuera de los rangos recomendables de operación, poniendo en riesgo la vida útil del equipo y por ende la prestación del servicio. El transformador es entregado para reparación a la empresa Explorer y la carga que normalmente alimenta dicho transformador fue transferida por el nivel 33kV del sistema en la zona Noroccidente, presentándose en muchas ocasiones inconvenientes por bajas tensiones, y poca confiabilidad del sistema ante una falla en la zona por el nivel de 33kV. El transformador es entregado nuevamente para operación el día 25 de noviembre, después de las reparaciones pertinentes.

Se presenta desconexión de la línea Esmeralda – la Rosa 1 a causa de línea reventada en las torres 88 y 89, causando una indisponibilidad de 7,27 horas a la línea.

Se abre línea Dorada – Victoria 115 kV y se despeja la barra 115kV en la subestación Dorada, desconectándose todos los interruptores por 115kV. Se realiza inspección en la subestación sin encontrarse anomalía. Posteriormente el día 05 de julio se presentaron otros dos eventos similares al mencionado anteriormente, donde nuevamente y en dos ocasiones (al amanecer y en la noche del 05 de Julio) se presentó apertura de todas las bahías 115kV asociadas a la subestación Dorada, y se despejó la barra 115kV (es decir, se abrieron todas las bahías asociadas la barra 115kV); se realizó nuevamente verificación en sitio sin encontrarse anomalía alguna, por lo que se procedió a la normalización efectiva de la subestación Dorada. Después de realizados los análisis pertinentes por parte del equipo de trabajo de Ingeniería de la Operación, se concluyó que estos eventos fueron producto de la actuación de la protección diferencial de barras en el nivel 115kV.

Ocurre desconexión de la línea Esmeralda – La Rosa 2, evento presentado altas horas de la noche, por lo que la revisión se realizó al día siguiente, encontrándose cable de guarda reventado entre las torres 95 y 96, generándose un indisponibilidad de 19,25 horas a la línea mientras se llevaban a cabo los trabajos de aislamiento del cable de guarda reventado.

,

Grupo

de

reparaciones detectan bajante primaria reventada entre la barra 33kV y el seccionador de barras de la bahía del circuito Industrial 33k; para llevar a cabo la reparación fue necesario des energizar por casi una hora la barra 33kV en la subestación Chinchiná, interconectando los circuitos 13,2kV de dicha subestación durante el tiempo de des energización de la barra 33kV.

Para estos tres días se presenta el mismo evento: apertura de la bahía de baja del transformador 115/33kV en la subestación Irra, simultáneo con la desconexión de la línea Anserma – Quinchía 33kV; sin detectarse anomalía alguna. Con estos eventos se apagaron las subestaciones Irra, Anserma y Riosucio. En su momento se desconocía la causa de estos eventos. Subestación Manzanares 18 de Septiembre de 2015, Se presenta evento sobre la línea Manzanares - Pensilvania 33kV sobre el eje del circuito. Se realizan interconexiones para la subestación Bolivia, la subestación Pensilvania queda apagada ese día, para continuar con la revisión al día siguiente, encontrando línea de guarda reventada, por pino que cae sobre la red primaria. Tiempo de indisponibilidad de la línea Manzanares Pensilvania 33kV y de desatención de la subestación Pensilvania, 14.8 horas. Subestación Marsella 19 de Septiembre de 2015, Se presenta desconexión de la línea Ínsula Marsella a causa de línea de guarda de un circuito 13,2kV que cayó sobre la línea. Se intentó alimentar la subestación Marsella a través de la subestación Belalcázar, pero por falla en la comunicación esta transferencia no se

pudo realizar desde centro de control, y no se tenía personal cerca para realizar la maniobra de forma local. La subestación Marsella queda fuera de servicio durante 3 horas, tiempo que duró la reparación.

, A causa de rama haciendo contacto con una fase de la red, se presentó desconexión de la línea Esmeralda – Ínsula 115kV, generándole una indisponibilidad de 14,15 horas.

, Se presenta falla sobre la línea Rosa - Campestre 33kV, ya que a la llegada de la línea a la subestación Campestre, se quemaron 2 cuchillas afectando la crucetería y demás herrajes. Se interconectan los circuitos 13,2kV de la subestación Campestre; y la línea queda indisponible durante 19 horas mientras se culminaba la reparación.

, Por línea de fase reventada sobre la línea Esmeralda - La Rosa 2 115kV, se presenta desconexión de la misma en ambos extremos, causando una indisponibilidad de 5,73 horas a la línea, mientras se realizaba la reparación.

, Se presenta falla sobre el transformador 33/13,2kV de la subestación Las Coles, por lo que los circuitos 13,2kv de esta subestación quedan fuera de servicio durante 13 horas, mientras se coordinaban las posibles interconexiones. La reposición del transformador se realiza el día 24 de octubre, generándose una

indisponibilidad de 42 horas a dicho transformador.

Se presenta de nuevo el evento donde se dispara transformador 115/33kV en subestación Irra, por reacción a un disparo de la línea Anserma Quinchía 33kV. Causa desconocida, no se encuentra anomalía; la línea se ensaya y energiza normal, lo mismo que el trasformador en Irra.

, Ocurre una nueva desconexión de la línea Esmeralda La Rosa 2 115kV, a causa de tramo de cable de guarda reventado sobre las fases. Mientras se aislaba la falla se generó una indisponibilidad de 7,25 horas a la línea.

el día 02 de Noviembre se presenta apertura simultánea de las bahías de 115kV asociadas a la subestación, des energizándose completamente la barra 115kV, a causa de una afectación en la cadena de aisladores de las fases A y B del seccionador de barra en la bahía 115kV de Guaduero. Para el desmonte y reposición del seccionador fallado se debieron realizar dos nuevos apagones de la barra 115kV los días 05 y 07 de noviembre, durante una hora cada día.

, Ocurre una desconexión de la línea Rosa Armenia 115 kV, con el agravante que para ese día se encontraba en ejecución una Consignación sobre la línea Hermosa – Regivit 115kV (reubicación de templetes y mejoramiento de puestas a tierra), lo que

traduce en que la carga de todo el Departamento del Quindío solo quedó alimentada por la línea Regivit – Cajamarca 115kV a través del sistema de Enertolima), razón por la cual se debió deslastrar carga en subestaciones Armenia y Regivit, subir tensiones por Mirolindo (Enertolima) mientras se entregaba disponible la línea Hermosa Regivit 115kV. Este evento tuvo una duración de 45 minutos mientras se normalizaba la topología de forma completa en las subestaciones afectadas. En revisión posterior realizada la línea Rosa – Armenia 115kV se evidenció acercamiento de vegetación con la línea, para lo cual el día 06 de Diciembre personal de Líneas efectuó podas sobre el corredor de la línea con Consignación Nacional.

, Se presentó un nuevo evento de desconexión del transformador 115/33kV de subestación Irra, a causa de un disparo de la línea Anserma - Quinchía 33kV, donde adicionalmente se despeja barra 33kV de la subestación Anserma. Ante la recurrencia de estos eventos el equipo de trabajo de Ingeniería de la Operación realiza los análisis respectivos, con los cuales se detectan inconsistencias en la coordinación de las protecciones en el lazo 33 kV, por lo que se toma la decisión de operar la línea Quinchía - Anserma 33 kV, abierta en la subestación Quinchía, mientras se efectúan los ajustes necesarios en la coordinación de las protecciones.

, Se presentó desconexión de la línea Manizales – Peralonso 115kV, a causa de árbol que cae sobre la red. El

evento ocurre a altas horas de la noche, por lo que la verificación de la falla solo pudo realizarse al día siguiente. Se generó con este evento una indisponibilidad de 9,42 horas a esta línea.

, El día 04 de Diciembre, durante la ejecución de la Consignación Nacional C0127 643 sobre el transformador 115/33kV a cargo del equipo de trabajo de Control Medida y protección para labores concernientes a la modernización de los sistemas de Control y Protecciones, se presentó la desconexión de todos los activos asociados a la barra 115kV de la subestación Dorada; la desconexión se presentó durante la energización de activos en la finalización de la consignación antes mencionada. Como la consignación no contemplaba riesgo de disparo sobre los activos afectados, XM generó indisponibilidad a todos estos activos con causa ‘Evento no programado en otro Sistema’. Posteriormente el 05 de diciembre de 2015, se produjo una nueva desconexión de las líneas de transmisión a 115kV, Dorada - Purnio, Dorada -Victoria y Dorada - Guaduero, en el extremo de la subestación Dorada. Adicionalmente, se produjo la desconexión de la bahía de 115kV del transformador 115/33/13,2kV de dicha subestación y la bahía de generación de la unidad de Termodorada. Según análisis realizado por parte del equipo de trabajo de Ingeniería de la Operación, se generó activación indebida de la protección diferencial de barra por una inversión de fases de corrientes del campo transformador. Esto provocó el disparo del todos los interruptores de

línea y transformación asociados a la barra 115kV de subestación La Dorada. Subestación Ínsula 07 de Diciembre de 2015, Apagón barra 33kV de la subestación Ínsula. Se presenta disparo del interruptor del campo de baja del transformador 115/33kV, por falla monofásica presentada en la línea Ínsula - Altamar nivel 33kV, y donde según análisis del equipo de trabajo de Ingeniería de la Operación se presentó operación errónea del interruptor del campo Ínsula – Altamar 33kV ya que este no abrió ante la falla.

Se presenta vendaval en la zona Noroccidente, durante la cual ocurre desconexión del transformador 115/33kV de la subestación Riosucio, el cual llevaba 23 días de operación, después de la reparación efectuada. En revisión realizada por personal de subestaciones, nuevamente detectan falla sobre el transformador por lo que indican no energizarlo, y nuevamente recurrir a las transferencias de carga por el nivel de 33kV de la zona. El transformador debe ser entregado nuevamente a la empresa contratista para hacer efectiva la garantía de la reparación. Mientras tanto continúan los inconvenientes por bajas tensiones en la zona Noroccidente CHEC.

Se presenta evento sobre la línea Dorada – Dorada Norte 33kV, ocasionando desconexión de la línea desde Dorada, la cual no se evidenció desde Scada, por lo que se debió desplazar personal disponible para la normalización del circuito de forma local. Se generó una indisponibilidad de 2,8

horas a la línea, desatendiendo además durante este tiempo, la demanda de los usuarios conectados a la subestación Dorada Norte. 

Aunque el aumento del mantenimiento predictivo y preventivo sobre las redes de energía eléctrica conlleva al aumento de la disponibilidad de los activos a través de los cuales se brinda el servicio a los usuarios, no se puede garantizar que no existan daños que impliquen las suspensiones no programadas del mismo. Para la empresa es importantísimo que ante cualquier contingencia que se presente, se realice el restablecimiento de las condiciones operativas de los activos con la mayor seguridad y rapidez posible, destinando los recursos necesarios que permitan al usuario percibir cada vez más un RANGO TIEMPO menor 3 min 3 a 30 min 30 a 1 hora 1 a 5 horas 5 a 10 horas 10 a 24 horas 24 horas +

ODO atendidas 114 2466 4456 12501 2064 4765 1479 27845

aumento en la calidad del servicio que se brinda por parte del distribuidor. Para la atención de daños y emergencias se dispone de personal en el centro local de distribución, recibiendo todas las solicitudes que ingresan a través del call center y direccionándolas para que los grupos de trabajo las atiendan. Se evalúan las diferentes prioridades que tienen las solicitudes y se realiza el despacho de los recursos requeridos para normalizar el servicio de energía. A través de la información disponible en las bases de datos y teniendo en cuenta la experiencia de los profesionales de mantenimiento de redes, se han logrado establecer el tipo de grupos y los sitios en los que deben ubicarse dentro del área de cobertura de la CHEC, para que se pueda realizar un despacho óptimo y oportuno ante cualquier contingencia. Promedio de tiempos de respuesta a daños durante el 2015: ATENCION FALLA horas/promedio 0,02 0,33 0,74 2,34 6,86 17,04 39,31 6,71

  El costo de la demanda no atendida de 2 607 172kWh con un costo incremental operativo de racionamiento de energía de 1 123,73 total para CHEC fue: COP 2 929 757 391,56

El objetivo de este indicador es determinar si el pronóstico de la demanda de energía realizada mensual se ajusta se ajusta a la demanda real del

sistema CHEC, con el fin de realizar el despacho económico de Sistema

Interconectado Nacional.

De acuerdo a la anterior gráfica, donde se expone el comportamiento que tuvo el indicador durante el año 2015 hasta el mes de noviembre, se observa que este se situó por encima del 60% en casi todos los meses del año, exceptuando el mes de Abril; cabe aclarar que en el mes de abril se afectó el pronóstico principalmente por el paro camionero presentado este mes lo cual impidió el abastecimiento de materia prima de las industrias y las obligó a parar su producción; adicionalmente afectó el pronóstico la semana santa, dado que es una semana en la cual el consumo varía considerablemente y no mantuvo una tendencia similar a la de año anteriores.

en su mayoría de los casos a eventos de gran magnitud sobre el sistema eléctrico, cambios de hábitos en el consumo presentados por la variabilidad climática, o a reducción de consumos de energía, por paradas del cliente industrial Ternium.

Que el indicador se sitúe por encima del 60% significa que el cálculo del pronóstico de la demanda tuvo una desviación dentro del rango y se ajustó a la demanda real del sistema CHEC; y cuando se sitúa por debajo del 60% como lo fue el caso del mes de Abril, significa que hubo desviaciones o diferencias grandes entre la demanda real y el pronóstico lo que puede deberse



Se continuó trabajando con el proyecto de Calidad del Servicio lo que permitió la mejora en los indicadores SAIDI y SAIFI los cuales hacen parte de los indicadores del Cuadro de Mando Integral, y en los ingresos a través de una mejora en el AOM reconocido. Se mantuvo el desempeño de los indicadores SAIDI y SAIFI cumpliendo las metas establecidas por Núcleo Corporativo a través de la instalación de

equipos en las redes eléctricas y otras acciones definidas en el plan. Se instalaron 38 reconectadores que han permitido continuar y complementar la mejora en la calidad del servicio prestado. 

Instalación, puesta en servicio e integración al SCADA de reconectadores que cumplirán la función de traslado de carga entre circuitos ante la presencia de eventos que causen demanda desatendida y para cúmulos de fallas que nos permitirá el aislamiento de la falla y la normalización del resto del circuito hasta que se supere la contingencia. Se instalaron 2 localizadores de falla en un circuito industrial (de 11 presupuestados), los cuales se están supervisando. Los localizadores de falla son equipos integrables al SCADA que nos permitirá atender el evento de manera más eficiente reduciendo los tiempos de búsqueda de la falla. Se instalaron 21 cortacircuitos con fusible de repetición en el área rural, con lo cual se pudo incrementar la confiabilidad de los ramales de circuito al igual, que aportar en la disminución de tiempo para el restablecimiento de fusibles fallados. G4-EU19 La participación de los grupos de interés en los procesos de toma de decisiones de la empresa, relacionadas con la

planificación energética y el desarrollo de infraestructura, se hace a través de las solicitudes realizadas por las diferentes comunidades en los espacios de relacionamiento, por solicitud de las alcaldías municipales a través de lo planteado en los Planes de Ordenamiento territorial (POT), los cuales ingresan al banco de proyectos de CHEC donde se evalúan según criterios técnicos, regulatorios, presupuestales, sociales y ambientales para su gestión y viabilidad. 

En el año 2015 el proyecto de productividad enfocó sus esfuerzos a optimizar el proceso de mantenimiento de distribución, donde se concentra la mayorías de recursos de esta subgerencia, a través de la metodología empleada por el consultor Booz and Company contratado para la realización de un piloto en el núcleo corporativo, logrando integrar en el proceso a más de 250 personas que contribuyeron a la identificación de oportunidades de mejora que abarcaron temas relacionadas con diferentes áreas de la empresa como Desarrollo Organizacional, Tecnología Informática, Cadena de suministro, Gestión Operativa y todo el Ciclo PHVA del mantenimiento, durante este trabajo se efectuaron actividades en los cuales se lograron obtener ahorros de COP1 200 millones, cumpliendo con la meta establecida por el proyecto y la vicepresidencia de Transmisión y Distribución

Purnio de 150 instalada.

MVA de capacidad

 o

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, permitiendo Identificar alarmas de sobrecarga, estructurar casos de estudio y definir proyectos de reconfiguración o expansión de redes eléctricas. Las Gráficas mostradas presentan los niveles decargabilidad de los años 2015 y 2015 del parque de transformadores de potencia 230/115kV, 115/33kV y 33/13,2kV instalados en las subestaciones del sistema eléctrico operado por CHEC.

Comparativamente, no se identifican cambios significativos respecto a los niveles de cargabilidad diagnosticados para la operación normal de cada equipo para los años 2014 y 2015. Estos equipos en conjunto con la generación interna del área y las transferencias de potencia que se realizan en las 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. En el análisis de Cargabilidad se observa un aumento en la cargabilidad de los transformadores de Esmeralda debido principalmente al crecimiento de la demanda en las zonas urbanas.

o

Los equipos de transformación 230/115 kV instalados en las subestaciones de conexión al Sistema de Transmisión Nacional, tienen una capacidad instalada de 480 MVA y una cargabilidad promedio de 61,65% para el año 2014 y 630 MVA y una cargabilidad de 58% para el año 2015. La diferencia se explica principalmente en la incorporación al sistema del transformador 230/115 kV de

En el 2015 se puso en servicio el transformador de la subestación Purnio brindando condiciones técnicas requeridas para garantizar la prestación del servicio bajo condiciones técnicas favorables, aún en condiciones de contingencia en la zona oriente, se espera que para el 2016 entre la subestación Armenia 230kV para fortalecer la zona sur bajo las mismas condiciones.

o Los 18 equipos de transformación 115/33kV instalados en el sistema

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

eléctrico operado por CHEC poseen una capacidad instalada de 760 MVA y una cargabilidad promedio de 34,5 % para el año 2014, y 39,3 % para el año 2015.

80% de cargabilidad en el año 2015, lo que indica que se debe realizar un seguimiento en la subárea operativa sur, dada su sensibilidad a las condiciones topológicas del SDL operado por EDEQ.

o

Para el año 2015 se encuentran instalados 60 equipos de transformación 33/13,2 kV en el sistema eléctrico operado por CHEC, con una capacidad instalada de trasformación 33/13,2 kV que asciende a 473,38 MVA para 2015. La cargabilidad promedio de los transformadores bajo condiciones de operación normal del sistema eléctrico fue de 44.21% para el año 2014 y para el

2015 de 45,24.Los transformadores que se observan con sobrecarga en el 2015 los cuales son San Antonio del Chamí, Santa Cecilia, y Bello Horizonte son equipos que se entraran a remplazar por uno de mayor capacidad en el primer trimestre del presente año. En cuanto al equipó instalado en la subestación El Dorado, se observa en 2015 una cargabilidad del 85%, 14% menos que en el 2014, esto debido al cambio del equipo por uno de mayor capacidad en abril de 2015. Sin embargo su carga sigue creciendo cada año debido al desarrollo minero en la zona.

Los transformadores que presentan altos niveles de carga en la gráfica a nivel 33/13,2 Kv, fueron repotenciados

en el 2015 por otros de mayor capacidad con el fin de aliviar esta condición.

o

Abril 2015, Transformador 33/13,2 kV Subestación El Dorado, Según diagnóstico realizado por el equipo de trabajo de subestaciones, se detecta cargabilidad de transformador del 100%, por lo que se realiza el cambio de este equipo el 07 de abril. Septiembre de 2015, Auto transformadores 230/115 kV Subestación Esmeralda, Como es de conocimiento general la labor de coordinación del despacho de las plantas de generación CHEC actualmente y desde el 01 de Enero del año 2015 es realizada por EPM, por lo que en el mes de septiembre por ventajas económicas, estos empezaron a cambiar los horarios de despacho de

las unidades de la planta San Francisco, ocasionando con ello una cargabilidad en los autotransformadores de la subestación Esmeralda del 100%. Esta situación fue reportada al área de Generación de Energía para que estos a su vez informaran la situación a EPM.

Diciembre de 2015, Transformador 33/13,2 kV Subestación San Antonio del Chamí, El día 30 de Diciembre aparece alarma 26 (SOBRETEMPERATURA ACEITE DEL TRAFO) sobre el transformador 33/13.2 kV de esta subestación, ocasionado por unos incrementos súbitos en la corriente de carga del transformador. La cargabilidad de este equipo alcanzó el 102%, por lo que actualmente se encuentra en análisis y estudio un proyecto para el cambio de dicho transformador. Los grupos activos utilizados en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica en el STR, no deberán superar, en una ventana móvil de doce meses, el número de Máximas Horas Anuales de indisponibilidad, MHAI:



Grupos de Activos Conexión del OR al STN Líneas Nivel de Tensión 4

La meta para el año 2015 en una ventana anual fue de 99.62%, y con

MHAI 51 38

corte al mes de diciembre el indicador cerró en los siguientes valores:

Tipo de Activo Conexión del OR al STN Línea NT4 Barraje con bahía de maniobra % Disponibilidad

Horas reales anuales de indisponibilidad (MAT) Diciembre 12,66 14,89 9,96 99,86

En activos de línea nivel de tención 4 del operador de red CHECcon corte a Diciembre se tiene una contribución sobre el indicador anual, de 14.89 horas. Dentro de estos activos se

resaltan aquellos que actualmente tienen excedido el número de Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad (MHAI), con corte al mes de diciembre del año 2015:

Gráfica -- Horas de indisponibilidad acumuladas en activos de línea nivel de tensión 4.

Subsistema Ínsula Manizales, Cuenta con un acumulado de 51.15 horas de indisponibilidad; el límite fue excedido en el mes de Mayo donde se debió intervenir de manera urgente el interruptor de la bahía Manizales hacia Insula para cambio de polos por fuga de hexafluoruro de Azufre (SF6).La mayor contribución se presentó en el mes de marzo, durante el cual la línea

de este subsistema presentó tres fallas por vegetación sobre la red, cable de guarda descolgado entre las fases y línea primaria reventada, generándole una indisponibilidad de 36.86 horas. Subsistema Esmeralda – La Rosa 2, Cuenta con 49.67 horas de indisponibilidad, el límite de las 38 horas fue excedido en el mes de

Octubre por un evento sobre la línea, por conductor de fase reventado causando una indisponibilidad de 5.73 horas al subsistema, mientras se efectuaba la reparación. La mayor contribución de indisponibilidad se tuvo en el mes de Agosto, durante el cual se presentó un evento sobre la .

línea, por cable de guarda reventado, con el agravante que el evento se presentó a altas horas de la noche, por lo que la revisión y la reparación de la falla solo pudo realizarse al día siguiente, generándole una indisponibilidad de 22.9 horas a la línea

Activos de barraje con bahía de maniobra

contribución sobre el indicador anual, de 9.96 horas de indisponibilidad. Se relaciona el único activo que actualmente que tiene excedido el límite de las 30 horas:

En los activos de barraje con bahía de maniobra actualmente se tiene una

Gráfica -- Horas de indisponibilidad acumuladas en activos de barraje.

Subsistema La Hermosa 115 kV, Cuenta con un acumulado de 55.98 horas, excedido en el mes de Abril por un error involuntario de omisión donde lo

que se había proyectado como un Mantenimiento Mayor, se ingresó como un Mantenimiento Normal,

asignándole todo el tiempo de indisponibilidad del mantenimiento. En los activos de conexión al STN, actualmente se tiene una contribución sobre el indicador anual, de 12.66 horas de indisponibilidad.

En la actualidad ningún grupo tiene excedido el número máximo de horas anuales de indisponibilidad (MHAI,) que para este grupo es de 51 horas.

Gráfica -- Horas de indisponibilidad acumuladas en activos de conexión al STN.

 El grupo empresarial estableció la medición de la calidad del servicio de energía a través de los indicadores internacionales SAIDI y SAIFI, los cuales hacen referencia al tiempo y frecuencia (respectivamente) media que un usuario estuvo sin servicio de energía eléctrica en un periodo de tiempos SAIDI (Índice de Duración de la Interrupción Promedio del Sistema): revela la duración media de

interrupción del servicio de energía a un usuario. SAIDI: Indica el tiempo total promedio de interrupción por cliente. Es un indicador de tiempo que mide la afectación a nivel de usuarios. SAIFI: Frecuencia media de interrupciones por cliente, por año. Es un indicador de frecuencia que mide la afectación a nivel de usuario.

desempeño de la calidad del servicio de energía eléctrica, prestado por los Operadores de RED.

Indicadores ITAD e IRAD: La resolución CREG 097 de 2008 estableció los índices ITAD e IRAD para medir el

Resultados

Indicadores SAIFI-SAIDI CHEC de Todo el Sistema SAIDI SAIFI

2012

2013

2014

2015

47,67 35,66

42,7 30,75

29,06 27,69

27,5 25,59

Indicadores SAIDI-SAIFI 60 50

47.67 42.7

40 35.66

27.5

29.06

30.75

30

27.69

20

25.59

10 0 SAIDI

2012 47.67

2013 42.7

2014 29.06

2015 27.5

SAIFI

35.66

30.75

27.69

25.59

Indicador Internacional SAIDI mes a mes año 2015 Indicador SAIDI G1 CHEC (Horas/mes) SAIDI G2 CHEC (Horas/mes) SAIDI G3 CHEC (Horas/mes) SAIDI G4 CHEC (Horas/mes)

ene. feb.- mar. abr.- may. jun.- jul.- ago. sep. oct.- nov. dic.-15 15 -15 15 -15 15 15 -15 -15 15 -15 15 0,76

0,88

0,45

1,24

1,32

0,49 0,46

0,72

0,68

0,98

0,51

0,54

0,25

0,73

0,71

0,62

0,53

0,69 0,25

0,79

2,27

1,43

4,73

3,31

0,70

0,60

1,39

1,44

2,84

1,70 2,13

1,32

1,60

1,86

0,81

0,54

4,12

3,76

5,87

8,18

10,68

3,68 4,91

4,66

6,86

6,22

6,36

3,34

SAIDI 12.00 10.00 8.00

dic-15

nov-15

oct-15

sep-15

ago-15

jul-15

SAIDI G4 CHEC (Horas/mes) jun-15

SAIDI G3 CHEC (Horas/mes)

0.00 may-15

2.00

abr-15

SAIDI G2 CHEC (Horas/mes)

mar-15

4.00

feb-15

SAIDI G1 CHEC (Horas/mes)

ene-15

6.00

Indicador Internacional SAIFI mes a mes año 2015 Indicador SAIFI G1 CHEC (Interrupciones/mes) SAIFI G2 CHEC (Interrupciones/mes) SAIFI G3 CHEC (Interrupciones/mes) SAIFI G4 CHEC (Interrupciones/mes)

ene. feb. mar. abr. may. jun. jul.- ago. sep. oct. nov. dic. -15 -15 -15 -15 -15 -15 15 -15 -15 -15 -15 -15 0,88

1,51

1,18

1,73

1,52

0,72 0,90

0,93

1,21

1,09

0,88

0,72

0,64

0,78

1,11

1,18

0,83

1,52 0,83

2,76

4,60

2,02

2,84

2,73

1,16

1,32

2,07

2,30

4,60

2,17 2,34

1,50

2,73

2,48

1,77

1,00

2,66

2,64

3,79

5,90

6,72

2,90 3,21

3,04

4,27

4,23

3,97

2,33

SAIFI 7.00 6.00 5.00 4.00 3.00 2.00 1.00 0.00

SAIFI G1 CHEC (Interrupciones/mes) SAIFI G2 CHEC (Interrupciones/mes) SAIFI G3 CHEC (Interrupciones/mes) SAIFI G4 CHEC (Interrupciones/mes)

ITAD: Índice medio de la calidad del servicio prestado en un trimestre, calculado a partir del registro de las interrupciones del sistema eléctrico.

IRAD: Índice de referencia trimestral para cada Operador de Red (Promedio de eventos ocurridos). Los índices se encuentran divididos en nivel de tensión 1 (N1) y nivel de tensión 2-3 (N2-N3).

NIVEL AÑO 1 1 1 1 1 1 1 1

2014

2015

TRIM T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4

ITAD 4,02 3,85 3,65 3,88 2,72 4,34 3,44 4,12

IRAD 4,06 4,96 4,03 4,44 4,06 4,96 4,03 4,44

ITAD Vs IRAD Nivel 1 2014-2015 5.00 4.50 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00

4.96 4.02 4.06 3.85

4.96 4.03 3.65

4.34

4.44 3.88

4.06 3.44

4.03

4.44 4.12

2.72

T1

T2

T3

T4

T1

T2

2014

2015 ITAD

NIVEL 2y3 2y3 2y3 2y3 2y3 2y3 2y3 2y3

AÑO 2014

2015

T3

TRIM T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4

IRAD

ITAD 2,61 2,29 1,50 1,92 1,59 2,55 1,89 2,39

IRAD 1,44 1,93 1,54 1,90 1,44 1,93 1,54 1,90

T4

ITAD Vs IRAD Nivel 2-3 2014-2015 3.00

2.61

2.55

2.39

2.29

2.50

1.92 1.90

1.93

2.00 1.44

1.50

1.93 1.89 1.59 1.44

1.50 1.54

1.90 1.54

1.00 0.50 0.00 T1

T2

T3

T4

T1

2014

-

Incentivos

De acuerdo al resultado de la evaluación de desempeño del sistema eléctrico, se realizan cálculos de los incentivos sobre la calidad media del

-

Compensaciones

Las compensaciones se realizan a los usuarios conectados a

T3

T4

2015 ITAD

 Incentivos y Compensaciones

T2

IRAD

servicio que hacen referencia a mayores o menores ingresos para el Operador de Red, por presentar mejora o disminución en la calidad del servicio, respectivamente. Se encuentran divididos en nivel de tensión 1 (N1) y nivel de tensión 2-3 agrupado (N2-N3).

transformadores en los cuales la indisponibilidad superó la referencia (años 2006 – 2007) y el incentivo sea mayor o igual que cero pesos. Se refleja

en menores pagos en la factura de los usuarios cuando el Operador de Red presenta disminución en la calidad del

 Ejecución de inversiones La ejecución de las inversiones para el área de gestión Operativa, se realizaron en tres proyectos básicamente: 1. Expansión de la Red Integrada de Telecomunicaciones: Es un proyecto del Núcleo corporativo, el cual consiste en Expandir la red de telecomunicaciones, implementando conexiones de fibra óptica para llegar a 50 subestaciones y 104 oficinas que actualmente están conectadas por otros medios de

servicio. Se encuentran divididos en nivel de tensión 1 (N1) y nivel de tensión 2-3 agrupado (N2-3).

comunicación o a través de servicios de operadores de telecomunicaciones, generando un sistema de telecomunicación redundante (alterno) y cierre de anillos para mantener en los niveles más óptimos posibles la comunicación, apoyando efectivamente la operación del sistema eléctrico de la CHEC e integrando la red de telecomunicaciones con las empresas filiales del Grupo EPM. La inversión realizada para el año 2015 fue de 170 millones.

EXPANSION RED INTEGRADA DE TELECOMUNICACIONES INVERSION EN MILLONES

170

2015

2. Mejoramiento Continuo de la Calidad del Servicio de energía,hace parte de los objetivos estratégicos de CHEC enmarcado en lograr la excelencia operacional, razón por la cual viene trabajando en la implementación del Plan de Optimización de la Calidad del Servicio, se han ejecutado acciones con el propósito de disminuir el tiempo de indisponibilidad de la energía,

desatención de la demanda y brindar mayor fiabilidad, seguridad y confiabilidad en el sistema eléctrico del SDL cumpliendo con los indicadores de calidad del servicio, cumpliendo este propósito se realizó una inversión por valor de COP 1 071 684 599 representados en la compra de localizadores de falla y re conectadores integrados al sistemas informáticos de CHEC.

MEJORAMIENTO CONTINUO DE LA CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGIA INVERSION EN MILLONES

773 299

2015

3. Implementación Regulatoria Código Medida Resol 038-2014 – CGM, con la nueva norma regulatoria del código de medida el cual Incorpora las acciones requeridas para dar cumplimiento a las condiciones técnicas y procedimientos que se aplican a la medición de energía de los intercambios comerciales en el Sistema Interconectado Nacional, las transacciones entre agentes y las relaciones entre agentes y usuarios, lograr estandarizar en el proceso de medición de energía eléctrica y así establecer

de manera adecuada los intercambios de energía que se presentan en el sistema, en el 2015 se inició un Diagnostico del estado actual de las fronteras comerciales del Grupo EPM, adecuar técnicamente las fronteras comerciales del Grupo EPM, que requieran alguna intervención según exigencia del Código de Medida y Adecuar el Centro de Gestión de Medidas – CGM, para dar cumplimiento a los requisitos de manejo de información, realizando una inversión en el año 2015 de COP 11 millones.

IMPLEMENTACIÓN REGULATORIA CÓDIGO MEDIDA RESOL 038 CGM INVERSION EN MILLONES

11

2015

AREA DE GESTION OPERATIVA VALORES EN MILLONES 1,253 1,072

170

11 2015

EXPANSION RED INTEGRADA DE TELECOMUNICACIONES MEJORAMIENTO CONTINUO DE LA CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGIA IMPLEMENTACIÓN REGULATORIA CÓDIGO MEDIDA Resol 038-2014 CGM



Resolución CREG No.100 De julio 3 de 2015, Por la cual se hacen algunas aclaraciones sobre los indicadores de calidad del desempeño del prestador de los servicios del CND, ASIC y LAC determinados en la Resolución CREG 174 de2013. Mediante la Resolución CREG 174 de 2013 la Comisión estableció la metodología para la remuneración de los servicios del CND, ASIC y LAC durante el periodo tarifario 2014 – 2018. A través de la comunicación con radicado CREG E-2014-000037, la Compañía de Expertos en Mercados, S.A. E.S.P. solicitó la revisión de los siguientes indicadores de calidad del desempeño definidos en la Resolución CREG 174 de 2013: frecuencia del sistema, nivel de tensión del sistema y entrega de informes sobre eventos en el STN y STR. Resolución CREG No.138 de septiembre 3 de 2015, Por la cual se adoptan las reglas para la participación de las Plantas no Despachadas Centralmente en el cargo por Confiabilidad. Resolución CREG No.178 de octubre 27 de 2015, Por la cual se establecen medidas para garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica ante la ocurrencia de situaciones extraordinarias que lo ponen en riesgo.

Resolución CREG No.184 de 30 de octubre de 2015, Por la cual se modifican algunas disposiciones en materia de garantías y pagos anticipados de los agentes participantes en el Mercado de EnergíaMayorista.



Acuerdo 741 del CNO: Procedimiento para el reporte de información y la definición de la realización de pruebas del Esquema de Deslastre de Automático de Carga. Acuerdo 742 del CNO: Esquema de Deslastre de Automático de Carga EDAC por baja frecuencia para el año 2015

Centro Local de Distribución (CLD): Es el Centro de Supervisión y Control de la operación del OR (operador de red), sobre las redes de distribución municipales y distritales; cuya función es la de coordinar las maniobras en la operación de equipos, asociado a tensiones de nivel I y II. Centro Nacional de Despacho (CND): Es la entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del SIN. También es el encargado de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Control para coordinar las maniobras de los equipos, con el fin de tener una

operación segura, confiable y ceñida al Reglamento de Operación y a todos los acuerdos del CNO. Centro Regional de Control (CRC): Es un Centro de Supervisión y Control de la Operación del OR sobre las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en su área de influencia de nivel de tensión III IV; y su función es realizar la operación coordinada y eficiente de estos recursos enmarcándose en las instrucciones impartidas por el CND.

CNO: Consejo Nacional de Operación. Organismo que tiene como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación.

Componentes del Sistema Eléctrico: Se refiere al equipamiento (unidades de generación, líneas, transformadores, equipos de compensación, etc.) que conforma el sistema.

Consignación: Procedimiento mediante el cual se solicita, se estudia y se autoriza la intervención de una instalación o parte de ella o de un equipo eléctrico, para mantenimiento o pruebas, bien sea desconectado o energizado (trabajos en línea viva) La solicitud de consignación puede efectuarse por medio escrito o a través del software aplicativo.

Operador de Red de STR y SDL (OR): Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un Municipio

Sistema de Distribución Local (SDL): Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local. CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas

GIGA: Gestión de la Información Gráfica y Alfanumérica, es el equipo de trabajo, que se encarga de la gestión de la información gráfica y alfanumérica asociada a las redes de energía, sobre un sistema de información geográfica basado en tecnología AM/FM/GIS.

GIO: Subproceso de Gestión de la información Operativa.

GIS: Sistema de información geográfico sobre el cual se colocan referenciados geográficamente cada uno de los componentes del sistema de distribución local (SDL).

Información alfanumérica: es la información combinada de números, letras y caracteres que definen las características o atributos, tanto técnicos como administrativos asociados a cada uno de los elementos que componen el sistema de energía.

Información geográfica: es la información relacionada con el símbolo, la localización geográfica y la posición de los elementos que componen las redes de energía.

cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el período usado como referencia.

ITAD (ÍndiceTrimestral Agrupado de la Discontinuidad: Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el trimestre de evaluación. LAC (Liquidador y Administrador de Cuentas: El Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) es el encargado de la Liquidación y Administración de Cuentas por los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación que emite la CREG SGO: Sistema operación.

de

gestión

de

la

SPARD: Sistema para administrar redes de Distribución u ejecutar aplicaciones de Ingeniería. SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

Información Postoperativa: Es la información resultante de la operación del Sistema Eléctrico

SUI: Sistema Único de Información

IRAD (Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad): Índice de Discontinuidad que relaciona la

XM Expertos en Mercados: Compañía de Expertos en Mercados, es la empresa que opera y administra el

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética

mercado eléctrico colombiano. XM es

una empresa filial de ISA. XM. Expertos en Mercados (2015). “Información inteligente, Demandas”.

Sistema de Gestión Integral (SGI). Sistema de Gestión de la Operación (SGO).

UPME. Unidad de Planeación Minero Energética (2015). “Proyección de la demanda de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima en Colombia”. Revisión octubre de 2015.

seguridad de trabajadores comunidad en general. Encaminados a contribuir con la sostenibilidad de la empresa, en la subgerencia de distribución de Energía nos encargamos de realizar la expansión, reposición, mantenimiento y vinculación de clientes al sistema de distribución CHEC. Realizamos permanente control a las pérdidas de energía y enfocamos nuestras actividades con especial preponderancia en los aspectos de salud, seguridad, gestión ambiental y gestión social. Nuestra gestión es importante porque contribuimos al suministro continuo del servicio de energía posibilitando que los usuarios desarrollen sus actividades cotidianas sin contratiempos generando progreso y desarrollo en la región. La expansión, remodelación de redes e ingreso de conexiones de clientes la realizamos con excelentes materialesy atendiendo las disposiciones legales y ambientales que garanticen la

y

Al reducir 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 ala 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 niveles de tensión I y II. 4. Mantenimiento del sistema niveles de tensión I y II. 5. Control de pérdidas de energía.

6. Gestión social y ambiental en el marco de las labores técnicas.  Contribuimos 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:    

Mejorar la calidad de vida de las familias de la zona rural. Contribuir a la disminución de los niveles de pobreza extrema. Se valorizan las viviendas / fincas al tener servicio de energía. Crear condiciones para el retorno a las viviendas de

METAS-RETOS ESTABLECIDOS EN 2014 PARA 2015 Implementación del proyecto de productividad en campo que. Su objetivo es mejorar la productividad de campo en los negocio mediante la optimización de los procedimientos y recursos utilizados.

Reducción de pérdidas de energía, para alcanzar un indicador del 8.47% en 5 años y una reducción de 12 GWh.

Conexión de 10.850 clientes a través de los programas de servicios nuevos y HV. Desarrollo de la agenda de capacitación técnica a: Técnicos electricistas, Ingenieros

    

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. Estrategia exitosa de responsabilidad social empresarial y de alianzas público - privadas.

LOGROS 2015 Se conformó el equipo de trabajo y se cumplieron al 100% las etapas de Movilización, identificación de brechas de productividad y establecimiento y diseño de 26 oportunidades de mejora, se avanza en la implementación de las mismas con beneficios económicos cuantificados en 1.209 millones Se alcanzó un indicador de 9,40% cumpliendo la meta propuesta para el año 2015 de 9,47%. Se avanzó en la adquisición e implementación de una solución tecnológica para detectar con alta efectividad los clientes fraudulentos orientado a la productividad en campo Se superó la meta al vincular 11866 clientes, 1016 más de lo planeado, en especial por el ingreso masivo de clientes dentro del programa de viviendas de interés social promovido por el gobierno. Se desarrolló la agenda externa de capacitación en aspectos técnicos de acuerdo con lo previsto.

electricistas, Camacol, canales presenciales, contratistas, cable operadores Ejecución de obras incluidas en el estudio de “Planeamiento del SDL de Manizales”, cuyos diseños y estudios fueron realizado en el año 2014 (Reconfiguración de los circuitos a 13.2 Kv de la Subestación Alta Suiza). Ingreso de 600estudios al banco de proyectos.

Interconexión a 13,2 KV de los circuitos Arboleda de la Subestación Pensilvania con el Circuito Cristales de la Subestación Florencia e interconexión de los circuitos San Bartolo de la Subestación Pacora con el circuito Mermita de la subestación Aguadas Reposición de la infraestructura eléctrica de 240 proyectos urbanos y rurales que presentan deficiencia en la calidad del servicio con el fin de impactar 4.454 clientes, y participar en los Proyectos de Expansión solicitados por terceros en toda el área de cobertura Reposición de redes subterráneas, evaluando la viabilidad del cambio de redes aéreas a subterráneas en áreas urbanas, contribuyendo así al desarrollo urbanístico en varios municipios de los Departamentos de Caldas y Risaralda Aplicación del plan de mejora a los circuitos del Grupo de Calidad 4 y del nivel de tensión 2. “Mantenimiento tipo Overhaulin” para cumplir con la calidad de los circuitos del grupo de calidad 4. y Cumplimiento del VMA trimestral Instalación Cortacircuitos de 3 disparos – Fusibles de Repetición. Implementar el 100% de las acciones encaminadas a la formación y desarrollo de capacidades en los líderes y organizaciones de base para el fortalecimiento de la gestión empresarial en la prestación del servicio. Dar continuidad a las estrategias de mesas zonales, hablando claro y rendición de cuentas a voceros como mecanismos de

Se ejecutó el 60% de las obras incluidas en el estudio de Planeamiento de Manizales por valor aproximado de 206 millones. Se realizó el levantamiento y diseño de 639 nodos, los cuales fueron ingresados al Banco de proyectos. Se ejecutó la interconexión a13,2Kv de la subestación Pensilvania con la subestación Florencia, lo cual agregará confiabilidad del servicio al corregimiento de Arboleda que se alimentaba exclusivamente desde la subestación Pensilvania. Se realizó el estudio, diseño y presupuesto de la interconexión entre Pacora y Aguadas a 13,2, su ejecución será en 2016, lo cual agregará confiabilidad a los circuitos urbanos de Aguadas.

Se ejecutaron 266 proyectos de reposición de redes, mejorando la calidad del servicio a los clientes impactados.

Se subterranízaron redes en Manizales, en desarrollo de los proyectos de ciudad: Comuna San José, bulevar Centenario, bulevar Avenida Santander, bulevar de Milán.

Se ejecutó el plan de mantenimiento tipo “Overhaulin” a 25 circuitos de los 19 planeados, superando la meta establecida.

Se instalaron 45 de los 48 equipos cortacircuitos de 3 disparos con una ejecución del 93,75% Se logró implementar el 100% del plan de actividades formativas enfocadas a los líderes comunitarios que permanentemente se relacionan con Gestión Social en la zona de influencia CHEC, en temas asociados a procedimientos y contenidos técnicos, logrando además, el despliegue por parte de los mismos de ejercicios de multiplicación y replica hacia las comunidades. Se dio continuidad al proceso, cumpliendo con el 100% de las acciones previstas para el 2015 y gracias a los resultados obtenidos se proyecta el

relacionamiento y respuesta a compromisos con las comunidades, clientes y usuarios de las zonas de influencia CHEC. Mantener e incrementar las alianzas con actores sociales e institucionales para el desarrollo del proyecto de Generación de Confianza.









La proliferación de la minería ilegal en la rivera del rio Cauca, haciendo uso no autorizado del servicio de energía. El incidente presentado en el sector del Playón bajo Jurisdicción del Resguardo indígena Escopetera y Pirza del Municipio de Riosucio, donde fallecieron quince personas de la zona, en el desarrollo de la actividad minera. CHEC colaboró con los organismos que tendieron la calamidad y gracias a su competencia técnica y social, fue reconocido por el apoyo decidido a esta difícil situación. Desabastecimiento de los materiales, lo cual retrasó las obras a ejecutar e implicó una su ejecución presupuestal. La ejecución de varios proyectos simultáneos sin disponibilidad de personal adicional lo que sobrecargo al personal disponible y no permitió que se avanzara a mayor ritmo.

desarrollo de dichas estrategias para el año 2016.

Se logró la articulación con 5 nuevas organizaciones sociales presentes en el territorio, afianzando y fortaleciendo los resultados en materia de cultura ciudadana y cultura de la legalidad adelantados en el proyecto.



 



 

Continuar con la implementación de las acciones de productividad en campo en los diferentes procesos: mantenimiento, pérdidas, expansión y clientes Vincular 12.0172 clientes nuevos al sistema de distribución urbanos y rurales Continuar con el programa de reducción de pérdidas alcanzar un indicador de 9,26% de pérdidas al concluir el año 2016. Mejorar la infraestructura eléctrica de 246 proyectos urbanos y rurales que presentan deficiencia en la calidad del servicio con el fin de impactar 4.443 clientes. Cumplir con la calidad de los circuitos de todos los grupos de calidad. Diseñar un proceso metodológico para la estrategia de diálogo “mesas zonales” que permita direccionar la dinámica de las solicitudes planteadas por las comunidades, de manera colectiva y no como requerimientos particulares.

Incremento en las pérdidas de energía, por la proliferación de la minería 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.

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.

G4-EU23 .

Desabastecimiento de materiales, que originan incumplimiento de cronogramas de ejecución. En términos generales los riesgos en la gestión del distribuidor son bajos; están muy controlados y se gestionan adecuadamente: fortaleciendo las relaciones y los planes de acción en aquellas comunidades como las zonas mineras a lo largo del río cauca y 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 Continuidad al programa de denuncias por uso indebido de la electricidad, como mecanismo de ley para coadyuvar en la gestión de las pérdidas. Fortaleciendo los programas de gestión social e interacción con las comunidades, viabilizando las acciones técnicas de expansión, reposición y mantenimiento de redes.

Para garantizar la conexión de nuevos clientes al sistema de Distribución, es necesario monitorear permanentemente la red y analizar las necesidades de ampliación de las redes existentes. Cuando se posee una infraestructura eléctrica que garantice la adecuada calidad de la energía se obtienen beneficios complementarios ya que se cuenta con unas instalaciones seguras que minimizan los riesgos eléctricos para los usuarios; lo que aumenta la confiabilidad y optimiza la productividad de la empresa. A partir de lo anterior surge la necesidad permanente de expandir y reponer la infraestructura eléctrica que por el pasar de los años se va deteriorando, lo que implica deficiencia en la calidad del suministro, pérdidas de energía en los circuitos e inestabilidad en el sistema. Por lo tanto, por parte del Operador de Red, se debe mantener un constante

direccionamiento en cuanto al cambio de los equipos o redes eléctricas que han alcanzado su vida útil así como la reposición de circuitos subterráneos existentes a través de la ampliación y actualización de cámaras y canalizaciones, construcción de infraestructura nueva para la subterranización de circuitos aéreos tanto primarios como secundarios y sus respectivos afloramientos para acometidas y conexiones, con el fin de

mejorar el abastecimiento de energía eléctrica. Se contó con dos contratos para la ejecución de las obras eléctricas y dos para las obras civiles en los cuales se generaron aproximadamente 165 empleos directos durante el 2015. A continuación se relaciona la ejecución presupuestal durante 2015 e histórica y los clientes beneficiados:

Grafica 1Inversiones en expansión y reposición de redes.

Grafica 2Clientes beneficiados con las inversiones en expansión y reposición de redes.

Para el año 2016, las metas son: 





Participar en los Proyectos de Expansión solicitados por terceros en toda el área de cobertura. Construcción de la interconexión de los circuitos San Bartolo de la Subestación Pacora con el circuito Mermita de la subestación Aguadas. Continuar con la reposición de redes subterráneas, evaluando la viabilidad del cambio de redes aéreas a subterráneas en áreas urbanas, contribuyendo así al desarrollo urbanístico en varios municipios de los Departamentos de Caldas y Risaralda.

G4-EU23

Proyecto consistente en brindar ofertas

y atención a la población rural de los departamentos de Caldas y Risaralda que no cuentan con el servicio de energía eléctrica por condiciones técnicas y/o económicas (falta de recursos) El Proyecto CIC2 estuvo direccionado a la “Universalización del Servicio”su propósito fue dotar del servicio de energía eléctrica a aproximadamente 4 000 viviendas rurales de los departamentos de Caldas y Risaralda que al inicio del proyecto carecían de este servicio. El alcance del proyecto fue construir las redes de distribución de energía eléctrica de nivel de tensión I y II requeridos para dotar del servicio de energía eléctrica a las viviendas

incorporadas en el propósito del proyecto. Así mismo, gestionar y ejecutar los recursos necesarios para dotar e instalar el sistema de medida e instalaciones internas a las viviendas incluidas en el proyecto (nuevos clientes). Para la ejecución del Proyecto CIC2 se firmó el convenio 032.10 entre CHEC y el Comité de Cafeteros en diciembre de 2010 finalizando en febrero del año 2015. Una fortaleza del proyecto fue la alianza con el Comité Departamental de Cafeteros de Caldas como Cofinanciador y ejecutor del Proyecto, por su presencia en el 90% de los municipios de Caldas y Risaralda con sus Comités Municipales y su servicio de extensión, por su experiencia en la gestión de recursos y en ejecución de obras de electrificación rural, lo que garantizó que el proyecto fuera ejecutado de manera integral. Los recursos de CHEC se destinaron para la construcción de las redes de uso (Redes de Nivel de Tensión 1 y 2) (Redes Primarias, Subestaciones / Transformadores, Redes Secundarias) y los recursos de los Co-financiadores se destinaron para la construcción de las redes o instalaciones internas, acometida, medidor. El Comité de Cafeteros fue el ejecutor del Proyecto. Los cofinanciadores fueron:  

del

Proyecto

Central Hidroeléctrica de Caldas - CHEC S.A. E.S.P. Gobernaciones de Caldas y Risaralda.

  

Alcaldías Municipales de ambos Departamentos. Federación Nacional de Cafeteros. Resguardos Indígenas y entidades privadas como ISAGEN.

LOGROS: En el año 2015 se dotaron del servicio de energía eléctrica a 166 viviendas rurales de los departamentos de Caldas y Risaralda. En total en el proyecto, en su fase ejecutoria entre los años 2012 y 2015, se electrificaron 4.052 viviendas.



La siguiente gráfica muestra la distribución de los aportes al Proyecto CIC2 por parte de c/u de los CoFinanciadores:

el desarrollo del mismo y por momentos pusieron en duda el cumplimiento de los objetivos. Entre los aspectos más relevantes se tienen los siguientes:  

A pesar de los logros obtenidos y haber cumplido la meta, durante en la ejecución del proyecto, se presentaron algunas dificultades debido a factores externos que ocasionaron retrasos en

Clientes Beneficiados.



Dificultades presupuestales de las gobernaciones de Caldas y Risaralda. Dificultades presupuestales en diferentes Alcaldías. Dificultades Presupuestales de los potenciales beneficiarios.

Por lo anterior se implementó un

Programa de Financiación en el marco del Plan de Financiación Social de CHEC (PFS), el cual otorgó créditos a largo plazo y proporcionó facilidades de pago para los clientes que por dificultades económicas no podían aportar los recursos que se requerían. Es satisfactorio mencionar que la meta de viviendas a electrificar en 2015 era de 114, pero gracias a la optimización de recursos se logró electrificar 166 viviendas, superando en 52 la meta establecida en el proyecto.

CHEC ILUMINA EL CAMPO II (CIC2) – EJECUCIÓN / INVERSIONES POR AÑOS Número de instalaciones conectadas Número de personas impactadas COP millones invertidos en infraestructura COP millones financiados

Electrificación rural (Cobertura) Para CHEC la electrificación rural es un asunto de alta prioridad. A través de todos los años de existencia de la empresa se han hecho proyectos y obras encaminadas a dotar del servicio de energía a la población rural y especialmente a la población de menores ingresos. Para esto ha realizado Alianzas Público – Privadas y desarrollado contratos y convenios, entre los cuales se destacan los Macro Proyectos CHEC Ilumina el Campo

Con este proyecto CHEClogró la Universalización del servicio tanto en Caldas como Risaralda, por eso una vez finalizado el Proyecto CHEC Ilumina el Campo II (CIC2), la electrificación rural, para clientes nuevos y aquellos que no es posible interconectar a la red, seráasumida por el Programa Electrificación Rural incorporado a las labores propias de los procesos de la Subgerenciade Distribución. Para el año 2016 se tiene como meta electrificar aproximadamente 75 viviendas del sector rural de los departamentos de Caldas y Risaralda.

2012 2013 2014 1,319 1,546 1,021 6,595 7,730 5,105

2015 166 830

4,250 6,040 4,292 791 62

379

436

84

(Fase I), desarrollado entre los Años 2004 al 2006, y CHEC Ilumina el Campo Fase II, desarrollado desde el año 2011 y finalizado en febrero del año 2015. Con estos proyectos se ha buscado tener los más altos índices de cobertura hasta lograr la “Universalización del servicio de energía”. Los programas o proyectos de electrificación rural emprendidos por CHEC tienen en su alcance la construcción de las redes de

distribución de energía eléctrica de nivel de tensión I y II requeridos para dotar del servicio de energía eléctrica a las viviendas. En los programas o proyectos no se incluye el sistema de medida e instalaciones internas de las viviendas ya que reglamentariamente no se pueden invertir recursos CHEC en las instalaciones de propiedad de los clientes. Por lo anterior, en los macroproyectos como CHEC Ilumina el Campo se buscaron alianzas para gestionar y ejecutar los recursos necesarios para dotar e instalar el sistema de medida e instalaciones internas a las viviendas incluidas en los mismo, costos que fueron asumidos por los Co-Financiadores y/o los clientes beneficiados. Los programas / proyectos / obras de electrificación rural están dirigidos a dotar del servicio de energía a la población rural, principalmente a la población de menores ingresos / recursos, correspondientes a los estratos 1, 2 y 3. Actualmente en CHEC los Procesos encargados de atender la Población Sin Servicio de Energía son Clientes, a través del Programa Habilitación de Vivienda (HV), y una vez finalizado el Proyecto CHEC Ilumina el Campo II (CIC2), el Proceso Desarrollo de Proyectos de Infraestructura (Equipo de Trabajo Expansión y Reposición de Redes – SDL) a través del Programa Electrificación Rural. Ambos procesos pertenecientes a la Subgerencia de Distribución de Energía; los 2 programas de carácter permanente.

LOGROS: Con las viviendas dotadas del servicio de energía se pasa de una cobertura del servicio de energía rural del 94.37 % que se tenía antes del inicio del proyecto CIC2 a una cobertura aproximada del 99% al finalizar el mismo, logrando así la “Universalización del Servicio de Energía. El reto y compromiso a corto, mediano y largo plazo es mantener los índices de cobertura del servicio logrados.

El mantenimiento de redes de distribución implica que se esté vigilante frente al ciclo de vida de los activos de la empresa, es por ello que a través del establecimiento de metodologías de gestión de activos se ha determinado algunas acciones que impactan positivamente la disponibilidad del servicio público que se presta. Es por ello que el principal insumo para realizarlo de manera predictiva y preventiva parte de la inspección rutinaria y de las pruebas que se hagan sobre dichos activos. Se procede a la ejecución de planes anuales rutinarios para obtener la información que sirve de base para la intervención de los circuitos que distribuyen la energía en el área de cobertura. A continuación se muestran los resultados de las actividades rutinarias que se ejecutaron:

COMPARATIVO DE INSPECCIONES TERMOGRAFICAS

REGION

CIRCUITOS INSPECCIONADOS 2013 2014 2015

NODOS INSPECCIONADOS 2013 2014 2015

NODOS CON FALLA 2013

2014

2015

1

41

29

42

366

1575

2121

28

144

93

2

71

22

21

812

1197

1188

69

148

74

Total

112

51

63

1178

2772

3309

97

292

167

23%

38%

135%

19%

37%

201%

-43%

Variación -30% -54%

Circuitos Inspeccionados Termografía 120

Nodos Inspeccionados Termografía 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

100 80 60 40 20 0 2013

2014

2013

2015

2014

2015

Total

Total

Nodos con Falla 350 300 250 200 150 100 50 0 2013

2014

2015

Total

El plan predictivo ha venido ejecutándose con muy buenos resultados, luego de que en el año 2014 se dedicara un recurso exclusivo a la actividad, lo cual permitió que se

REGION 1

atendiera una cantidad mayor de circuitos y nodos. Los correctivos aplicados a los nodos de falla permitieron que se disminuyeran la cantidad de fallas encontradas.

COMPARATIVO RECORRIDOS DE INSPECCION CIRCUITOS LONGITUD EN APOYOS POR RECORRIDOS KILOMETROS CIRCUITO 2013 2014 2015 2013 2014 2015 2013 2014 2015 52 54 50 2 432 2 365 1 932 31 629 12 361 13 111

2 Total

85 137

48 102

51 101

3 156 5 588

2 150 4 515

2 150 4 082

Circuitos Recorridos

28 848 60 477

13 301 25 662

12 480 25 591

Longitud en Kilómetros

150

6000 5000

100

4000 3000

50

2000 1000

0

0 2013

2014

2015

2013

2014

Total

2015

Total

Nodos Inspeccionados 80000 60000 40000 20000 0 2013

2014

2015

Total

La inspección rutinaria se ha constituido como una de las entradas valiosas para diagnosticar el estado de los circuitos, es por ello que desde años atrás se ha venido mejorando el detalle REGION

1 2 Total

de las mismas y aunque la cantidad de alimentadores y apoyos primarios recorridos en el año 2015 es similar a la del 2014, los kilómetros de red inspeccionados disminuyeron.

CIRCUITOS INTERVENIDOS 2013 45 53 98

2014 35 53 88

2015 82 92 174

TRAMOS DE RED INTERVENIDOS 2013 1463 946 2409

2014 1812 852 2664

2015 1849 1878 3727

Circuitos Intervenidos

Tramos de Red Intervenidos

200

4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

150 100 50 0 2013

2014

2015

2013

2014

2015

Total

Total

Las intervenciones forestales se aumentaron tanto en cantidad de circuitos como en tramos de red

intervenidos, debido a que se identificó que es la primera causa de falla de los circuitos.

EMPLEOS DIRECTOS GENERADOS CONTRATO 2013 2014 ACTIVIDADES FORESTALES 25 25 SUBREGION CENTRO 50 44 SUBREGIONES NORTE Y 48 55 NOROCCIDENTE SUBREGIONES SUR Y SUROCCIDENTE 54 55 SUBREGION ORIENTE 47 48 TOTAL 224 227

La cantidad de empleos directos generados a través de los contratos de ejecución de actividades de mantenimiento se relacionan en el REGION REGION 1 REGION 2 REGION 3 REGION 4 TOTAL

2015 24 47 58 53 48 230

cuadro anterior, observando la importante incidencia que tienen en la generación de empleo de las diferentes regiones de nuestra área de cobertura.

GESTIÓN DE PQTs 2013 2014 3258 1361 1079 1039 1475 1073 1547 2209 7359 5682

2015 2120 1138 979 2655 6892

GESTION DE PQT´s 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2013

2014

2015

TOTAL PQT´s

Las solicitudes técnicas son los requerimientos que realizan los diferentes usuarios del servicio de energía en relación con la infraestructura eléctrica y de los cambios que se requieran por el crecimiento en la infraestructura física de los clientes e incluso de los planes de ordenamiento de los municipios en donde la empresa interactúa. El aumento de las mismas en el año 2015, refleja el crecimiento de algunas

regiones en las que se tiene presencia, dado que ante la modificación del entorno físico en el que se tienen instaladas las redes obligatoriamente existirá una solicitud para la modificación de la configuración de la red de distribución. Otra parte de las solicitudes está relacionada al mejoramiento de las instalaciones de CHEC, dado el envejecimiento que tienen en algunos sectores.

MESAS ZONALES 2013 SOLICITUDES REALIZADAS 1767 SOLICITUDES TECNICAS 740 % TECNICAS 41,88% CANTIDAD DE REUNIONES 66 PERSONAS ASISTENTES 1912

2014 1257 801 63,72% 66 2121

2015 954 762 79,87% 64 2205

Mesas Zonales 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 2013 SOLICITUDES REALIZADAS

Continuando con el compromiso de mejorar el servicio prestado, durante el año 2015 se participó de todas las reuniones programadas en el marco del programa Mesas Zonales, donde se atendieron las inquietudes de la

G4-EU23

La vinculación es el proceso por el cual se ofrecen soluciones a los clientes con el fin de que tengan acceso y disfrute del servicio de energía. El acceso al servicio implica la disponibilidad del servicio cumpliendo la regulación y la normatividad, a través de soluciones técnicas y comerciales que faciliten la conexión de los clientes. Dentro de las actividades de vinculación se ofrecen 3 servicios: 1. Revisión de proyectos eléctricos: Para clientes con cargas de

2014

2015 SOLICITUDES TECNICAS

comunidad en cuanto a las posibles falencias de las redes de energía. Solicitudes que en su mayoría correspondieron a remodelación o reposición de redes.

mediana y alta complejidad (edificios, urbanizaciones, centros comerciales, industrias, etc.) los cuales requieren cumplir con unas etapas de aprobación antes de realizar la conexión del servicio. 2. Servicios nuevos: para clientes con cargas de menor complejidad, generalmente servicios residenciales unifamiliares o bifamiliares, locales comerciales de baja carga que realizan la solicitud en las oficinas de atención de CHEC. 3. Habilitación de Vivienda (HV): es un esquema de vinculación que proporciona financiación de los valores de conexión y, en algunos casos, de las redes internas; está dirigido principalmente a los

estratos 1 y 2 , con el fin de facilitar el acceso a los servicios públicos

clientes, en la siguiente gráfica se muestran los tipos de solicitud recibidas durante el año:

Durante el año 2015 atendimos 20196 pedidos asociadas a vinculación de Pedidos atendidos 2015 20196

Conexión provisional

Como acción destacada del 2015 logramos superar la meta de vinculación de clientes de 10850 al conectar 11866 clientes nuevos al servicio de energía discriminados de la siguiente manera: 



10187 clientes a través de atención proyectos de conexión y servicios nuevos. 9249 (91%) clientes en la zona urbana y 938 (9%) en la zona rural del área de cobertura. 1679 clientes a través del programa Habilitación de Vivienda. 1475 (80%) clientes en

Programa Vinculaciones por proyectos de conexión/Servicios Nuevos

2339 Total

1127

Verificaciones HV

1004

Servicios nuevos

512

Interventorias

1928 Factibilidades

Disponibilidades

356

Revisión de proyectos eléctricos

12930

la zona rural y 370 (20%) en la zona urbana del área de cobertura. El valor de las financiaciones otorgadas a los clientes para facilitar el acceso al servicio fue de 1.878 millones de pesos, en proyectos de conexión/servicios nuevos y de 1.150 millones depesos en habilitación de vivienda A continuación la evolución de las vinculaciones en los periodos 2012 a 2015

Vinculaciones 2012

2013

2014

2015

8579

8818

10067

10187

Vinculaciones por Habilitación de Vivienda (HV)

1573

895

1878

1679

Total

10152

9713

11945

11866

Es común que se presenten casos de negación del servicio debido a viviendas que se construyen sin cumplimiento de la ley 1228 (fajas de retiro obligatorio), viviendas declaradas en zonas de alto riesgo o zonas de protección ambiental y alta inversión en redes para llevar el suministro de energía. 

de lo obtenido con la venta de los activos al desarrollo de diferentes proyectos que requiera la Copropiedad. Durante el 2015 se implementaron estrategias para dar a conocer a la comunidad en general de la gestión de compra de activos eléctricos: 

Para el año 2016 nuestra meta es vincular a 12.072 clientes nuevos a nuestros sistema

Compra de activos  Esta actividad consiste en adquirir la propiedad de los activos eléctricos de distribución construidos por terceros con el fin de disponer de:    

Mayor control técnico y administrativo Mejor prestación y continuidad del servicio. Garantizar la optimización y operación del sistema Expansión del sistema y accesibilidad a la electrificación rural.

Adicionalmente poder incrementar la rentabilidad del negocio de Distribución y garantizar la continuidad en el tiempo. Para los clientes también se presenten beneficios como son el ahorro en el mantenimiento, reparación de daños y reposición de equipos, la destinación



 

Acompañamiento a eventos de Camacol, en donde se realizó divulgación de la oferta de compra de activos existentes con administradores de copropiedades. Reuniones con administradores de copropiedades en donde se promovía la venta de activos. Acompañamientos en reuniones de concejo de las copropiedades, con el fin de aclarar las dudas que se pudieran tener de la oferta realizada y que se llevaría a decisión de la asamblea. Asistencia a las asambleas de las copropiedades. Acompañamiento y asesorías a las constructoras de la región.

Como acción destacada del 2015 logramos realizar una inversión de 597 millones de pesos en la compra de activos a través de contratos de compra de activos y compra de bien futuro: 

34 contratos de compra de activos con un monto total de





530 millones de pesos con 1.195 usuarios impactados. Liquidación de dos contratos de Bien futuro por valor de 67 millones de pesos y 125 usuarios impactados. Se tramitaron 23 contratos de cesión de activos

del servicio de telecomunicaciones y a los operadores de televisión que requieran acceder y hacer uso de dicha infraestructura. Desde finales del año 2014, el proceso de Atención Técnica Clientes está encargado de gestionar su operatividad administrativa y comercial en aspectos como:

Para 2016 se destinaron recursos por valor 634 millones de pesos para continuar con esta estrategia, continuando con la difusión del programa ante constructoras y copropiedades.

•

Facturación y Gestión de Cartera Condiciones y manejo contractual. Normalización Coordinación de la operación administrativa y técnica entre cliente y CHEC. Gestión de inventarios, Cálculos de Tarifas

• • • •

Alquiler de infraestructura CHEC presta el servicio de alquiler de infraestructura eléctrica (torres, postes, ductos subterráneos y espacios) en los departamentos de Caldas y Risaralda a excepción de Pereira, a los prestadores

Este servicio genera importantes ingresos para CHEC, a continuación se relacionan los valores recaudados por estos conceptos:

Inversión Alquiler de Infraestructura Total COP Millones 2012 2013 2014 2015 4.315

5.441

5.509

5.534

Total Impactados 2012

2013

2014

2015

39

40

43

46

Se presenta un leve incremento en el año 2015, respecto del año 2014, debido a la aplicación de la resolución 4245 de

2013, por cambio en las aplicadas en los contratos. Clientes actuales:

tarifas

No. CONTRATO 123-08 UJ-073-12 142-08 UJ-075,12 038-14 037-2008-109-2008 UJ.072-12

NOMBRE EMPRESA TELMEX HOGAR GLOBAL TV TELECOMUNICACIONES (CABLE VISTA CALDAS) COMCEL

COMCEL UNE EPM TELECOMUNICACIONES (TELCO S.A.) ETP INVERSIONES KING CLUB

010-06

SOCIEDAD ALFA TV

UJ.011-14

MEDIA COMMERCE

010-11

TELECAFE

017-11

TELECAFE

053-12

TV AZTECA

UJ-068

GAS NATURAL FENOSA

UJ,031-13

AGUAS DE MANIZALES

UJ,045-13

GLOBAL AST S.A.S

UJ-059-13

MANIZALES SEGURA

UJ-010-14

EDATEL S.A. E.S.P.

145-05

RAYOVAC VARTA

124,08

COLOMBIA MOVIL S.A. EMPRESA DE TELECOMUNICACIONES DE SANTAFE DE BOGOTA ETB INTERCONEXION TV SAS

UJ-012.14 S.G. 019.15

INTERNEXA S.A. (ISA)

Normatividad: • Resolución CREG 063 de junio 14 del 2013: Por la cual se establecen las condiciones de calidad, operación y mantenimiento de la infraestructura del sector de energía eléctrica que deben observarse para la celebración y en la ejecución de los acuerdos de compartición de infraestructura eléctrica para la prestación de servicios de telecomunicaciones y de televisión. • Resolución CRC 4245 de junio 25 del 2013: Por medio de la cual se definen condiciones de acceso, uso y remuneración para la utilización de la infraestructura del sector de energía eléctrica en la prestación de servicios de telecomunicaciones y/o de televisión, y se dictan otras disposiciones. Las metas y retos para 2016 son:



Lograr ingresos superiores a COP 5 900 millones, optimizando los inventarios de alquiler de infraestructura



Dar inicio a la sistematización y la actualización de inventarios con las empresas de telecomunicaciones



Lograr que todos los contratos de alquiler de infraestructura estén bajo la nueva minuta de contratación.



Realizar seguimiento y control permanente a la cartera con las empresas comerciales para que esta no supere los 90 días

Portafolio de servicios

CHEC ha estructurado un portafolio de servicios con el cual busca brindar a nuestros clientes una atención integral asociada al suministro de energía eléctrica en sus instalaciones, desde el proceso de distribución, transformación y uso final, brindando un completo soporte técnico con criterios de eficiencia y calidad que garanticen la correcta operación y funcionamiento de sus sistemas eléctricos. Actualmente préstamos los servicios a través de aliados estratégicos, buscando ampliar nuestra cobertura a precios competitivos, con firmas de trayectoria y experiencia que garantizan resultados de alta calidad, característica por la cual nos hemos destacado en estos servicios. CHEC ofrece a través de sus aliados estratégicos el portafolio de servicios técnicos especializados conformado por cuatro grupos y actividades: 1. Diseños eléctricos, construcción de proyectos eléctricos y construcción de obras civiles asociadas a proyectos eléctricos: 



Diseños eléctricos. Diseños y especificaciones técnicas de proyectos eléctricos y de telecomunicaciones. Construcción de proyectos eléctricos. Hacen parte las siguientes actividades:  Montaje de subestaciones, redes de distribución en media y baja tensión y subsistemas asociados a

    

instalaciones eléctricas internas. Montajes eléctricos industriales. Ejecución de proyectos relacionados con alumbrado público y exterior. Montaje y desmontaje de transformadores. Suministro de materiales.

Diseño y construcción de obras civiles asociadas a proyectos eléctricos. Hacen parte las siguientes actividades:  Cálculo mecánico de estructuras.  Diseño y construcción de canalizaciones subterráneas para redes eléctricas.  Cálculo estructural para cimentación de apoyos de baja y media tensión y subestaciones.  Suministro de mano de obra, materiales y equipos, para las obras civiles asociadas a los proyectos eléctricos

2. Mantenimiento de Instalaciones Eléctricas para clientes CHEC:  Mantenimiento de subestaciones y redes de distribución de energía de media y baja tensión.  Mantenimiento de equipos e instalaciones eléctricas  Adecuación de instalaciones eléctricas de acuerdo al RETIE  Mantenimiento Subestaciones  Análisis Termográfico de

equipos  Análisis de aceite a transformadores  Pruebas eléctricas a transformadores y equipos 3. Estudios Eléctricos y Consultoría:  Estudio de calidad de la potencia.  Análisis de cargas en instalaciones de uso final.  Estudios de compensación capacitiva.  Estudios de sistemas de iluminación. 4. Certificaciones RETIE:  Certificaciones conformidad RETIE

de para

transmisión, distribución, transformación y uso final.  Inspecciones a instalaciones eléctricas sin fines de certificación En estos cuatro años de prestación de servicios de portafolio técnico, nos hemos posicionado con los clientes industriales y destacados como una empresa que brinda soluciones oportunas, confiables y a precios competitivos a las diferentes solicitudes técnicas que nos efectúan. Durante elaño 2015 préstamos nuestros servicios a 49 clientes en los grupos de mantenimiento, diseños, construcción de proyectos eléctricos, estudios de calidad de potencia y certificaciones Retie.

Costo Portafolio de servicios Total COP Millones 2012

2013

2014

2015

500

574

348

474

Total Impactados 2012

2013

2014

2015

91

87

77

49

Fuentes: JDE, Control de cotizaciones

Comparativamente con el año 2014, se presentó mayor ejecución, debido a la realización de un proyecto de un cliente del Mercado No Regulado, para la construcción de una subestación eléctrica 1250 KVA en sus instalaciones internas y a los trabajos efectuados de Mantenimiento a diferentes clientes. :



Lograr un grado de satisfacción superior al 90% con los clientes a los cuales les ejecutamos trabajos a través del portafolio de servicios



Cumplir entre el 95 - 100% el presupuesto asignado al



portafolio de servicios para el año 2016

de las pérdidas actuales, apostándole a la sostenibilidad.

Promocionar el portafolio de servicios con clientes que tengan consumos superiores a 20.000 Kwh, incluyendo clientes del mercado no regulado de otros comercializadores

La gestión en términos de cifras entre diciembre de 2012 y Diciembre de 2015 se resumen así: El indicador de pérdidas del O.R pasó del 10,16% al 9.40%

G4-EU12

La gestión de pérdidas aplica para mantener o reducir las pérdidas de energía, con el fin de aportar a la sostenibilidad de la Empresa, estableciendo los planes y metas. Propone, ejecuta y evalúa las estrategias y procedimientos para el direccionamiento y ejecución de acciones encaminadas a reducir o mantener el nivel de pérdidas. El proceso Pérdidas de energía es el responsable por la gestión de las pérdidas de energía en el sistema de distribución de CHEC. Hemos cumplido la meta, en la gran palanca de valor de recuperación de pérdidas de energía, al ubicar las mismas en 9.40%, muy cerca de los niveles reconocidos por el regulador; con unas inversiones asociadas de COP 26 mil millones y una reducción de 0,76% en el indicador en los últimos tres (3) años. Lo anterior nos ha permitido recuperar vía tarifaria el 98%

todo

Dificultades en la gestión: Fortalecer las relaciones y los planes de acción en aquellas comunidades como las zonas mineras a lo largo del río cauca y 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 Darle continuidad y fortaleza al programa de denuncias por uso indebido de la electricidad, como mecanismo de ley para coadyuvar en la gestión de las perdidas. Planear e implementar soluciones rentables, efectivas y sostenibles para la reducción de pérdidas en zonas apartadas y zonas rurales con gran dispersión de pérdidas Retos: Continuar con la ejecución del programa de gestión y control de pérdidas de energía, integral y sostenible para reducir el nivel de pérdidas a un indicador de 8,47% al 2021, con una reducción en unidades de energía igual a 12 GWh-año, en un período de inversiones de cinco (5) años.

Las inversiones para las acciones de reducción en los próximos cinco (5) años ascienden a los COP 33.685 millones El plan de reducción contiene dimensiones internas y externas que apalancarán la sostenibilidad del indicador, entre las cuales serán la generación de una cultura de legalidad en el grupo de interés clientes mediante campañas educativas, alianzas con otras instituciones, denuncias penales, acompañamiento gestión social y planes de comunicación y educación internos.

La gestión en términos de cifras entre diciembre de 2004 y diciembre de 2015 se resumen así: El indicador de pérdidas del O.R pasó del 23.39% al 9.40%, lo cual representa una reducción de 13.99 puntos porcentuales con unas inversiones asociadas de COP 132 mil millones y un sostenimiento del indicador por debajo de un digito.

Perdidas OR CHEC 25.00%

20.00%

23.39%

15.00%

10.00%

9.59% 5.00%

0.00% 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Comportamiento del indicador de pérdidas año 2015 Para el 2015 continuamos durante todo el año por debajo de la meta establecida para el operador de red la

cual para el mes de Diciembre era de 9,47%, y esta llegó a 9,40%, cumpliendo con la meta establecida. La grafica 2 muestra las curvas de los indicadores de pérdidas obtenidos mes a mes para el OR durante los últimos tres (3) años y la senda del 2015.

11.00%

10.36%

10.30% 10.22% 10.20%

10.00% 10.03% 9.98% 9.94% 9.87%

9.59%

9.75%

9.47%

9.62%

9.35%

9.00%

9.35%

9.38%

9.17% 9.10%

9.35%

9.16%

9.59% 9.57% 9.53% 9.48% 9.48% 9.46% 9.45% 9.42% 9.41% 9.40% 9.37% 9.40% 9.36% 9.29% 9.29%

9.33% 9.24% 9.16%

9.05%

ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15

8.00%

Indicador de pérdidas del operador de red .

Meta Indicador de pérdidas del operador de red .

Grafica 2. Indicador de Pérdidas Operador de red (%) tres años

Perdidas en macro medidores. La macro medición como herramienta fundamental dentro de las estrategias para la reducción de pérdidas de energía, permite direccionar y

determinar la evolución de las pérdidas de energía en los transformadores que tenemos balances de energía. En el periodo Diciembre 2014 Octubre 2015 hemos obtenido una reducción de 3.32 Gwh-año

instalación, para Diciembre de 2015 llegamos al valor más bajo históricamente igual a 11,34 kWh-mes por cada cliente

Pérdidas por Instalación Con la macro medición, se logra también determinar las pérdidas por

11.90

PÉRDIDAS POR USUARIO 11.80

11.79

11.80

kWh/mes

11.68

11.63

11.70 11.60

11.47

11.50

11.51 11.34

11.40 11.30 11.20 11.10

Periodo

Grafica 4 Evolución perdidas por instalación

para el indicador de validez 97,38% para el mes de diciembre del 2015.

Evolución indicador de validez en macro medición Se tiene para octubre 2015 un indicador de 97,24% teniendo como meta final

TABLA 1. INDICADORES DE VALIDEZ AÑO 2015 META

ene-15

feb-15

mar-15

abr-15

may-15

jun-15

jul-15

ago-15

sep-15

oct-15

nov-15

dic-15

96,45%

96,53%

96,62%

96,70%

96,79%

96,87%

96,96%

97,04%

97,12%

97,21%

97,29%

97,38%

97,20%

97,06%

97,28%

97,35%

97,61%

97,85%

97,24%

97,10%

96,64%

97,18%

REAL

Programa de gestión y control de pérdidas 2015-2020 Para el año 2015 se cumple el primer año de ejecución del programa de gestión y control de pérdidas de

energía, integral y sostenible para reducir el nivel de pérdidas a un indicador de 8,47%, con una reducción en unidades de energía igual a 12 GWh-año, en un período de inversiones de cinco (5) años.

En las tablas 2 y 3 se resume el cumplimiento de las metas del 1er año

y la senda para los próximos año

SEGUIMIENTO A LA REDUCCIÓN AÑO

META REAL

% EJECUCION 119%

2015 1,13 1,34 2016 2,30 2017 2,48 2018 2,48 2019 2,48 2020 1,14 TOTAL 12,00 1,34 Tabla 2 Reducción CHEC años 20152020 en Gwh-año

ÍNDICE DE PÉRDIDAS DEL OR [%] CHEC Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 2015 2016 2017 2018 2019 2020 META 9.47% 9.26% 9.03% 8.81% 8.59% 8.47% REAL 9,40% Tabla 3 Indicador de Pérdidas de OR años 2015-2020

Plan Operativo e Inversiones 2015 El plan operativo de las tablas 4 y 5 contienen todas las actividades de Control y Reducción respectivamente que se realizan directamente sobre las

redes de distribución y las instalaciones de los usuarios con el fin de mitigar la reincidencia al fraude y reducir pérdidas No-Técnicas. Las cifras se expresan en cantidad de usuarios impactados

Programado (unidades) Revisiones Control Ejecutado (unidades) Porcentaje Efectividad Programado

80 004 81 054 101% 8 728

(Irregularidades + (unidades) Normalizaciones) Ejecutado (unidades) Porcentaje Programado (unidades) Cambio de Ejecutado Medidores (unidades) Porcentaje Programado (unidades) Revisiones Ejecutado Industria (unidades) Porcentaje

GESTIÓN SOCIO – AMBIENTAL DEL DISTRIBUIDOR El acompañamiento social al negocio de Distribución busca propiciar en los 40 municipios del área de influencia CHEC, el acercamiento y la corresponsabilidad entre empresa y comunidad, en el marco de las intervenciones propias del negocio, a través de procesos de información, negociación y concertación, que permitan la viabilización de las acciones técnicas y promoción de cambio en actitudes y comportamientos frente a la prestación del servicio de energía eléctrica. La Gestión Social se enfoca en los procesos de acompañamiento a la operación del negocio en sus diferentes componentes Atención Técnica de Clientes, Control de Pérdidas de Energía, Mantenimiento de Redes Eléctricas, Expansión y Reposición de Redes; así como en la implementación de proyectos sociales para la Generación de Confianza y en la

9 601 110% 4 560 5 036 110% 900 1 321 147%

generación de mecanismos de relacionamiento con diferentes grupos de interés basadas en el diálogo, la respuesta a compromisos y la rendición de cuentas como lo son las Mesas Zonales, y los encuentros de Hablando Claro. Desde esta perspectiva los actores sociales juegan un papel determinante en el acercamiento que se busca desde la empresa, siendo ellos quienes facilitan el encuentro empresa- cliente, es así, como se busca propiciar en los actores involucrados, acciones ciudadanas a partir de información clara y oportuna, sobre los trabajos técnicos, facilitando la viabilización de procesos y la aceptación de cambios frente al servicio de energía eléctrica.

A continuación se relaciona las inversiones realizadas durante el año 2015 e históricas.

2012

VALOR ($COP) 2013

2014

2015

DISTRIBUCION DE ENERGÍA PT-DI-03-05-001 - Adquisicion equipos redes

6,435,574

PT-DI-08-03-001 - Adquisicion transformadores

972,516,495

979,510,334

PT-DI-03-07-001 - Adquisicion transformadores de Expansion

246,444,282

328,171,218

PT-DI-09-01-001 - Compra de activos a terceros PT-DI-03-03-001 - Expansion redes urbanas media y baja tension

0

0

988,750,811

676,611,528

100,920,000

17,546,564

28,943,436

114,494,087

597,346,769

2,163,034,596

3,395,288,510

2,796,932,692

3,476,333,256 402,215,235

PT-DI-03-12-001 - Optimizacion de la calidad TOTAL EXPANSION

2,433,461,016

3,853,323,164

3,028,577,882

PT-DI-03-06-001 - Proyecto expansion cobertura rural

4,250,226,705

6,142,000,634

4,292,245,095

4,073,680,025 865,397,564

10,858,464,101 12,037,343,637

9,823,674,363

9,774,081,015

670,012,856

4,718,512,855

PT-DI-03-04-001 - Remodelacion y reposicion redes de distribución PT-DI-04-01-001 PERDIDAS

6,910,776,871

PT-DI-08-12-004 EQUIPOS COMUNICACIONES PARA LA CONEXION DE RECONECTADORES

 

2,910,312,100

117,151,103

GLOSARIO



HV: Habilitación de Vivienda CIC2: CHEC Ilumina El Campo fase dos



RETIE: Reglamento técnico de instalaciones eléctricas OR: Operado de Red

obtener una confiabilidad del sistema eléctrico.

La subgerencia de Subestaciones y Líneas es responsable de definir las políticas de mantenimiento, reposición y modernización de equipos asociados a las subestaciones de CHEC, entre los que se encuentran equipos de potencia, equipos de control y protección y las líneas de Transmisión y distribución en los niveles de tensión 33 kV y 115 kV. Además de participar activamente en las pruebas de puesta en servicio de nuevos equipos que entran a ser parte del sistema y en la revisión, verificación y aprobación de la ingeniería de detalle de nuevos proyectos. Todo esto se realiza través de un adecuado cumplimiento de los planes de acción en la gestión del mantenimiento y del presupuesto entregado con el fin de obtener que los activos del sistema continúen prestando los servicios para los cuales fueron adquiridos. Así mismo, se vigila que el mantenimiento se realice con las técnicas adecuadas para garantizar la disponibilidad y confiabilidad de los activos con criterios de eficiencia, eficacia, efectividad, responsabilidad ambiental y social aplicando el mejoramiento continuo. Para ello, se basa en la optimización de la gestión de activos buscando estrategias que permitan eliminar o minimizar la ocurrencia de falla y disminuir las consecuencias de las mismas, apalancándose en la utilización de herramientas, métodos y recursos humanos que permitan

Así mismo busca fortalecer la gestión de proyectos teniendo un recurso humano especializado en la ejecución de las labores y suministrando productos y servicios que respondan a las necesidades y expectativas de los clientes, logrando así una excelencia operacional en la prestación del servicio de energía posibilitando que los usuarios desarrollen sus actividades cotidianas sin contratiempos generando así progreso y desarrollo en la región. De igual manera para dar cumplimiento a los planes de mantenimiento donde se integran los programas de mantenimiento preventivos, predictivos y planes de reposición de equipos; la subgerencia cuenta con grupos especializados para cada uno de los frentes de trabajos que atienden los diferentes equipos o componentes que conforman el Sistema de Transmisión Regional (STR) y Sistema de Distribución Loca (SDL). Así mismo cuenta con un laboratorio de aceites en las instalaciones de CHECdonde se verifica en un tiempo mínimo el análisis de las características físicas, eléctricas y químicas del aceite, análisis de cromatografía, con el fin de analizar la condición del aceite y programar las medidas preventivas (reacondicionamiento) o correctivas (cambio), un laboratorio de medidores el cual se encuentra acreditado para la calibración y ensayo de medidores de energía eléctrica, desde el año 2003. El objetivo del laboratorio es garantizar la exactitud de las mediciones, para

mantener las relaciones transparentes y de mutuo beneficio entre CHEC y sus clientes. El laboratorio cuenta con personal, equipos e infraestructura que cumple con estándares internacionales y que se somete a vigilancia periódica por parte del ONAC. Para el año 2015 entre el 1 de enero y el 30 de noviembre de 2015, se procesaron 20746 medidores y un laboratorio de transformadores cuyo objetivo es de informar sobre el avance del diagnóstico de transformadores de distribución fallados, informar sobre el avance de la realización de pruebas dieléctricas a elementos de protección personal, informar sobre el avance de la toma de muestras de aceite de transformadores fallados para análisis de PCBs, dar a conocer el avance y estado actual del contrato de toma de muestras de aceite de transformadores en poste con el contrato de Jorge Uriel Montoya, informar la ejecución del presupuesto. Todo esto se lleva a cabo con el objetivo de lograr que los activos de distribución y transmisión tengan una alta disponibilidad, confiabilidad y continuidad de la prestación del servicio de energía, haciendo una oportuna y eficiente evaluación y gestión de los riesgos los cuales pueden conllevar a tener problemas para la prestación del servicio de energía y afectación de los activos del sistema de potencia, así mismo buscando estar a la vanguardia de las grandes empresas en la planeación y ejecución y en el mejoramiento continuo del mantenimiento.

Uno de los retos del año 2015 fue el cumplimiento de ejecución del presupuesto de inversión por la suma de 7.265 millones de pesos, el cual contiene iniciativas en expansión, reposición de los activos del Sistema de Transmisión Regional (STR) y sistema de Distribución Local (SDL) que permiten mejorar la calidad y la confiabilidad del sistema garantizando la atención de la demanda de energía. El cumplimiento del plan de inversiones alcanzó un 95% en ejecución presupuestal, logrando así cumplir con los planes de contratación previstos para para el año 2015 Este cumplimiento demuestra el compromiso de los equipos de trabajo en tener un sistema en óptimas condiciones, aportando así a la sostenibilidad del negocio garantizando la disponibilidad y confiabilidad de los activos con criterios de eficiencia, eficacia y efectividad.

El sistema eléctrico está conformado por equipos y elementos eléctricos que por su disposición y construcción

pueden presentarse innumerables causas o posibilidades de falla o desgaste de estos, afectando así el funcionamiento de una subestación teniendo como consecuencia una afectación de la prestación del servicio de energía a los usuarios finales. Para ello se debe tomar las acciones necesarias para obtener una adecuada gestión del mantenimiento de una subestación y de las líneas de transmisión que minimice sus costos y maximice su eficiencia. Tomando en cuenta esto, la subgerencia de subestaciones y líneas en el año 2015 para minimizar los riesgos en la afectación de los equipos críticos en una subestación como Transformadores de Potencia, Interruptores, seccionadores, DPS, Transformadores de Corriente, Transformadores de Potencial, Líneas de Distribución en los niveles de 33 Kv y 115 kV entre otros, diseñó un plan de mantenimiento teniendo en cuenta la maximización de los ingresos operacionales cumpliendo los indicadores de calidad del servicio, definiendo la criticidad de los equipos y sobre todo analizando las necesidades particulares de los clientes y subestaciones, así mismo implementó varias de las propuestas de los proyectos de grado de los profesionales en gestión de activos del programa de formación interno desarrollado en CHEC. Las nuevas prácticas implementadas de acuerdo con lo propuesto en los proyectos se han enfocado a revisión y modificación de nuevos criterios y rutinas de mantenimiento para una mejor preservación y utilización de los activos.

De igual manera se dio continuidad a la realización de las actividades de trabajo en caliente en las subestaciones en el nivel de 33 kV y se comenzó a explorar la posibilidad de trabajar con esta técnica en el nivel de 115 kV con unos trabajos piloto ejecutados en la subestación Esmeralda, apoyados por la empresa ESSA.

Dado los nuevos requerimientos regulatorios que le exigen a CHEC continuar con el análisis de pérdidas de energía, la Subgerencia de Subestaciones y Líneas aportándole a esta iniciativa, continuo con el montaje de equipos de potencia, medida y comunicaciones en las subestaciones de Pueblo Rico, Santa Cecilia, Anserma, Salamina, Ínsula, Villamaría, Neira y Peralonso.

Para garantizar la confiabilidad y disponibilidad del servicio de Distribución y Transmisión de energía, CHEC debe mantener en óptimo funcionamiento todos los equipos que conforman el Sistema de Transmisión Local (STL) y del Sistema de Distribución Local (SDL), por esto resulta necesario el reemplazo de aquellos elementos que de acuerdo a su análisis lleguen al final de su vida útil o que por la configuración de la subestación, no cumplen con las condiciones de confiabilidad y flexibilidad para prestar un servicio con calidad y seguridad, es por ello que en

el año 2015 se ejecutaron proyectos como: Reposición de Equipos Potencia Subestación Neira

de

Reposición de Equipos de Protección Subestación Armenia y Dorada Es de interés prioritario para la Subgerencia de Subestaciones y Líneas, realizar una actualización tecnológica de equipos de control, protección y medida que brinden una mayor fiabilidad, seguridad y confiabilidad del Sistema de Transmisión Local (STL) y Sistemas de Distribución Local asociadas a las subestaciones Armenia y Dorada. Por esto, se iniciado un plan de reposición de 40 IED´s con las aplicaciones de nuevas tecnologías y nuevas herramientas de automatización que permiten aportar a la mejora de la continuidad del servicio en los Municipios de la Dorada, Florencia, Norcasia y del Departamento de Quindío. Reposición de Transformadores de Instrumentos en Subestación Armenia Con la nueva conexión al STN de la subestación Armenia, la Subgerencia de Subestaciones y Líneas considero el cambio de los transformadores de instrumentos de las bahías de 115 kV, para brindar una mayor fiabilidad, seguridad y confiabilidad en la operación de los sistemas de protección de esta subestación frente a la entrada de este nuevo proyecto que mejora confiabilidad eléctrico del Departamento del Quindío.

Los anteriores proyectos buscan mejorar la calidad del servicio y por ende mejorar el esquema de incentivos y compensaciones que actualmente el regulador colombiano tiene considerado bajo modelo tarifario y los cuales se reflejarán en el cargo por distribución y los gastos AOM.

Debido a visitas realizadas en el año 2014 por la superintendencia de servicios públicos domiciliarios (SSPD) y por la compañía de seguros, donde recomendaron realizar algunas adecuaciones en el estado actual de la infraestructura física de las subestaciones; en el año 2015 se siguió implementando los planes de mejora en aras de cumplir con dichos informes. La implementación de estos planes de mejora conllevó a realizar contratos de obra civiles cuyas actividades consistieron en la reparación de tapas de cárcamos, cárcamos, cámaras, reposición de triturado, construcción y/o mantenimiento de fosos de transformadores, construcción de trampa de grasas, construcción de cerramientos en mampostería y estabilización de terrenos donde se ubican las subestaciones o las redes existentes. Así mismo se dio por cumplida 120 observaciones de las 125 de las que se tenían programadas cumplir en el plan de acción entregado a la SSPD en el año 2015. Las subestaciones intervenidas fueron: La Dorada, Peralonso, Enea, Hermosa, Chipre, Chinchiná y Alta Suiza.

realizó sus grupos primarios como estrategia de comunicación. Durante el año 2015 se realizaron los estudios de diagnóstico estructural de las edificaciones de ocho de las principales subestaciones de potencia del sistema CHEC, Enea, Peralonso, Armenia, Ínsula, Irra, Villamaría, Aránzazu y La Rosa. La ejecución de las obras de reforzamiento se ejecutara en la vigencia 2016 con el fin de mitigar riesgos para esas edificaciones y ajustarse además al cumplimiento de la norma NSR - 10.

De acuerdo con la nueva estructura definida con el proyecto EPM sin fronteras a partir del primero de septiembre de 2014 y los ajustes que se han realizado desde allí para la conformación de los equipos de trabajo, para la vigencia 2015 la subgerencia de subestaciones y líneas consolidó los nuevos equipos y su integración al resto de la organización. La consolidación de los equipos comprendió en el empoderamiento para el cumplimiento de los objetivos a través de un ambiente de confianza y en coherencia con los valores de la organización, teniendo en cuenta aspectos de seguridad, ambientales y de responsabilidad social con todos los grupos de interés, para ello cada gestor

Como eje fundamental para el funcionamiento de la organización, se trabajó en la incorporación en los procesos las políticas y los lineamientos del sistema de gestión integral en la integración de los sistemas de gestión ISO 9001, 14001 y OSHAS 18001. Para ello se intensificó en la implementación de prácticas seguras y de acciones ambiental y socialmente responsables. Su implementación, se realizó mediante el despliegue de programas de formación y sensibilización del direccionamiento estratégico, normatividad ambiental y seguridad industrial para todo el personal. De otra parte, cada uno de los programas y proyectos se manejaron con referencia a los sistemas de gestión y teniendo en cuenta las políticas y las estrategias definidas por la organización

Las actividades realizadas por el laboratorio, entre el 1 de enero y el 30 de noviembre de 2015, representaron COP 388 millones, valoradas de acuerdo a los precios de la circular de trabajos a terceros.

Valor Actividades de Calibración y Programación en los Últimos 12 Meses (Millones de Pesos) $ 60.0 51.0

$ 50.0

49.8 45.9

41.6

$ 40.0

37.7

37.4 33.2

32.4

30.0

$ 30.0

28.4 24.5

$ 20.0

17.9

$ 10.0

DICIEMBRE

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

$-

2014

2015

2015

2015

2015

2015

2015

2015

2015

2015

2015

2015

EVOLUCIÓN MENSUAL-PROMEDIO ULTIMOS 12 MESES

3,350 3,285 1,855

1,126

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

742

MARZO

1,026

1,295

FEBRERO

1,493

2,151

2,459

1,964

ENERO

2,043

DICIEMBRE

4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0

2014

2015

2015

2015

2015

2015

2015

2015

2015

2015

2015

2015

Promedio (Ultimos 12 Meses)

Total Trabajados

Anteriormente las pruebas de EPP se realizaban de forma automática pero con lectura visual de los resultado, se guardaba manualmente los resultados en la base de datos, se llenaba

manualmente el resultado en el formato de prueba, so había registro de la humedad relativa a la que se realizaba la prueba. Con la modernización se logró implementar un software que obtiene las lecturas de corriente y las envía por medio de señal de radiofrecuencia al computador, los resultados de las pruebas son almacenadas automáticamente en la base de datos, se generan automáticamente los informes individualizados de cada prueba, También se archivan en el servidor de CHEC. Esto mejora trascendentalmente la calidad, seguridad y trazabilidad del manejo y almacenamiento de la información de las pruebas de EPP. También se establece la posibilidad de enviar alertas automáticas a los correos de los usuarios y jefes pertinentes, suministrando una herramienta a los usuarios para poner en práctica el “YO ME CUIDO” y el control por parte de los jefes del uso de elementos de protección personal que estén habilitados. Esto es complementaria a la regla de negocio de Salud Ocupacional en la cual establece la responsabilidad primaria en cabeza del usuario quien es responsable de verificar todos los días que el elemento de protección personal que va a usar este probado.

Retrasos en Proyectos Dentro de las principales dificultades surgidas para el normal desarrollo de los proyectos a cargo de la Subgerencia de Subestaciones y Líneas en la vigencia 2015 se puede resaltar la no entrada en operación de la conexión al STN de la Subestación Armenia y el retraso en la ejecución de las obras para la construcción de la línea de 33 kV, Belalcázar – La Virginia. La dificultad presentada con el retraso en la entrada del proyecto de Armenia, cuya fecha inicial de puesta en servicio era el 30 de noviembre de 2013, es la postergación para comenzar a percibir la remuneración de los nuevos activos que se encuentran disponibles desde esa fecha, mayores costos de los contratos de obra e interventoría y los costos de mantener vigente la garantía con el mercado que se debe tramitar ante el XM, La fecha definitiva de puesta en operación es incierta, pues el transmisor Empresa de Energía de Bogotá continua con dificultades de tipo ambiental y social para terminar de construir la línea de 230 kV y poder realizar la integración con el proyecto de CHEC. En cuanto al retraso en la ejecución de las obras de la línea Belalcázar – La Virginia, estas fundamentalmente radicaron en la complejidad en la gestión de las servidumbres, teniendo en cuenta la dificultad de la consecución de la información catastral con los IGAC Caldas y Risaralda, a la falta de claridad en la titularidad de algunos predios y que algunas de las propiedades impactadas por la nueva línea estaban

a cargo de la Dirección Nacional de Estupefacientes. Estas situaciones conllevaron a que muchos de los trámites de legalización de las servidumbres tuvieran que gestionarse mediante imposición a través de demandas judiciales. A pesar de las dificultades presentadas, el proyecto logró desarrollarse y se pondrá en servicio el 30 de enero de 2016 con los beneficios de una mayor confiabilidad en la prestación del servicio de energía para los municipios de Belalcázar en el departamento de Caldas y de La Virginia en el departamento de Risaralda.

Debido a retrasos en la salida del contrato de compra de CTs y PTs, estos equipos no pudieron ser entregados en el año 2015, por lo que fue necesario reprogramar la instalación de estos equipos en subestación El Dorado. Cabe resaltar que dicha actividad se realiza para dar cumplimiento con la resolución CREG 038 de 2014 – código de medida, en cuanto al registro de fronteras de distribución y tener la medida entre niveles de tensión.

Dado los nuevos requerimientos regulatorios asociado a los nuevos requisitos que se deben cumplir con la instalación de los sistemas de medida, por lo que se debió replantear los planes de trabajo permitiendo generar retrocesos en este proyecto.

Dentro de la ejecución de nuestros planes de mantenimiento y de los seguimientos realizados a los equipos de potencia de las subestaciones, se encontró variaciones en los resultados de cromatografía de gases del transformador de potencia de 30/40 MVA 115/34,5 KV de la subestación Riosucio, detectándose a mediados del mes de mayo de 2015 incrementos súbitos en la presencia de gases combustibles en el aceite dieléctrico, lo cual nos llevó a pensar que el equipo se podía encontrar en una situación crítica para dejarlo en servicio. De acuerdo con los análisis realizados por los ingenieros de mantenimiento se tomó la decisión sacarlo de servicio el día 13 de mayo para prevenir que se presentara un deterioro mayor o que se pudiera presentar una falla irrecuperable para el equipo. El sistema eléctrico ante la salida de este equipo de potencia y asociado a otra falla que pudiera materializarse, presentó un riesgo alto de dejar sin servicio de energía aproximadamente a 97 000 usuarios de la zona norte y noroccidente de Caldas, es decir los municipios de Riosucio, Quinchía, Supía, La Felisa, Marmato, La Merced, Salamina, Aguadas, Pacora, Aránzazu, Filadelfia, Irra, Mistrató, Anserma, Guática, Belén de Umbría y San Antonio del Chami. Dicho riesgo se materializó en varias oportunidades ante la indisponibilidad de este elemento, dejando a estos usuarios sin servicio de energía aproximadamente unas 3 horas, aumentando no solo el incremento en los indicadores de calidad del servicio (SAIDI y SAIFI) sino

en la afectación de la imagen de empresa en estos municipios afectados.

Debido a la falta de conformación del equipo de trabajo con tensión en la subgerencia de subestaciones y líneas, algunos trabajos correctivos por falla en elementos de potencia se tuvieron que realizar desenergizando toda la subestación, afectando el suministro de energía a los usuarios alimentados a través der dichas subestaciones y por ende desmejorando los indicadores de calidad del servicio.

Para el año 2015, se tenía previsto realizar algunas actividades en el tema de seguridad operacional con el fin de encontrar formas de reducir amenazas y peligros, gestionar el riesgo en las actividades de campo y prevenir los errores humanos y reducir las consecuencias de lo que ocurra. Dichas acciones serían: Sensibilización en seguridad operacional y definir su contexto operacional Generación de una atmósfera de confianza en que las personas proporcionan información esencial para la investigación de accidentes e incidentes de seguridad, incluidos los errores propios. Construir un sistema de recolección de los registros del seguimiento a peligros en la gestión de la seguridad operacional.

El cambio cultural frente al reporte (seguimiento, evaluación, retroalimentación de los planes de mejora de incidentes) Plan de entrenamiento de acuerdo al reporte de incidentes Construcción del Manual de procedimientos de mantenimiento (MGM-Manual General de Mantenimiento) De estas actividades se comenzó a trabajar en la generación de confianza con los grupos de trabajo de mantenimiento de subestaciones y sensibilizándolos en dicho tema. Así mismo, se comenzó con la construcción del manual de procedimientos de mantenimiento, pero desafortunadamente no se pudieron acabar todas las actividades propuestas para este año. Se resalta, que en el año 2015 se efectuaron capacitaciones en seguridad operacional al personal de la subgerencia de distribución aprovechando las capacitaciones de reinducción de seguridad, salud en el trabajo.

Los sistemas de servicios auxiliares en una subestación y en una planta de generación son esenciales para lograr una operación confiable. Se debe diseñar cuidadosamente porque desde su concepción misma se está determinando la confiabilidad y flexibilidad de la operación. En la actualidad, la planta y la subestación Esmeralda comparten un sistema de servicios auxiliares, por lo que en el año 2013 se llevó a cabo un

contrato de consultoría con el fin de evaluar y proponer una alternativa de mejoramiento del sistema de servicios auxiliares de la subestación y planta Esmeralda con el fin de aumentar el grado de confiabilidad, flexibilidad y mantenibilidad. Por tal razón, el consultor valoró 2 alternativas para mejorar la configuración de los sistemas de 125 VDC. Estas dos alternativas fueron expuestas a los profesionales de Generación y Subestaciones para revisar conjuntamente cuales de las dos se podría implementar o si se tenía otra propuesta adicional, por lo que se llegó a un análisis en conjunto que realizar adecuaciones a estos servicios auxiliares como es independizar la alimentación tanto de Planta como de subestación era costosa y que actualmente se podía tener una confiabilidad de los sistemas con los equipos que actualmente se tienen, las acciones a implementar serían: reentrenamiento a todos las personas involucradas en la operación de estos sistemas y realizar un procedimiento de operación del motogenerador que actualmente se encuentra allí.

Continuando con el proyecto de modernización de los sistemas de control y protección, para el año 2016 se tiene previsto intervenir tres

subestaciones: Anserma, Hermosa y Rosa. La prioridad dada a la modernización del sistema de control, protección y medida asociada a las subestaciones Hermosa y La Rosa es destacada por la importancia de por la inyección de potencia a los STR de Quindío y Risaralda y de garantizar la confiabilidad y atención de la demanda en esos dos departamentos. De igual forma estas iniciativas aportan a los proyectos del STR aprobados por la UPME para la ampliación de la capacidad de transformación en la conexión al STN de la subestación La Hermosa y a la reconfiguración de las líneas de doble circuito 115 kV Esmeralda – La Hermosa – La Rosa. La actualización de los equipos a nuevas tecnologías de integración de automatización permitirá identificar con mayor agilidad el comportamiento del sistema ante una falla. Lo anterior es factible por las nuevas herramientas adquiridas para los nuevos IED´s.

Teniendo en cuenta los mayores estándares de calidad planteados para las empresas operadoras de red y como una estrategia de la Subgerencia de Subestaciones y Líneas para procurar el cumplimiento de las metas definidas por la regulación, para la vigencia 2016 se tiene previsto implementar la técnica de trabajo en línea viva en las subestaciones de potencia y en las líneas de 33 y 115 kV. Para la implementación del proyecto, se tiene planteada la selección, conformación y capacitación del personal que conformará el equipo de trabajo, la

adquisición del vehículo y de los equipos y herramientas necesarios. Se espera que el nuevo equipo de trabajo entre a operar a finales del año 2016.

De acuerdo con las exigencias de la norma NSR – 10, en cuanto al cumplimiento de aspectos de sismo resistencia contemplados en la norma para las edificaciones en las cuales se albergan equipos esenciales, para el año 2016 se tiene planteado realizar las obras de reforzamiento estructural de las casetas de control de ocho de las subestaciones de potencia del sistema CHEC, Enea, Peralonso, Armenia, Ínsula, Irra, Villamaría, Aránzazu y La Rosa, de las cuales en el año 2015 se realizaron los estudios de diagnóstico y diseño de las obras de reforzamiento estructural.

Para el año 2016 se tiene prevista la entrada en operación de varios proyectos de generación, los cuales se conectaran en diferentes puntos del sistema de distribución de CHEC, dentro de estos proyectos se destacan la cogeneración del Ingenio Risaralda con 15 MW y la generación de las nuevas centrales hidráulicas El Edén y Morro Azul con 19,9 MW cada una, la subgerencia de subestaciones y Líneas ha venido acompañando el desarrollo de estos proyectos dada su importancia por la inyección de potencia y el aumento de la

confiabilidad del sistema eléctrico en los nodos en los cuales se darán las conexiones de los generadores y a la oportunidad de obtener nuevos ingresos por cargos por conexión.

El Código de Medida establece las condiciones técnicas que debe cumplir los sistemas de medición, al igual los procedimientos que se deben tener en cuenta para efectos de lectura, registro y recolección, actividades necesarias para la contabilización de las transacciones de energía eléctrica realizadas en el Mercado Mayorista. Para ello en el año 2016 las subgerencia establecerán un plan de verificación de los sistemas de medida frente los requisitos que establece la nueva resolución del Código de Medida

Debido a que los efectos en la afectación del suministro de energía a causa de fallas en el sistema generan un gran impacto en cada uno de los grupos de interés dentro del plan de relacionamiento que tiene CHEC, es indispensable enfocar los esfuerzos a la aplicación de los planes de mantenimiento preventivo que nos permitan disminuir la frecuencia de ocurrencia y su tiempo de duración y así poder determinar posterior a una evaluación de las condiciones de los equipos, las alternativas que pueden ser implementadas dentro de los planes de reposición y remodelación de nuestro sistema eléctrico, para así

garantizar la confiabilidad, continuidad y calidad de la energía eléctrica que prestamos a nuestros clientes. Para ello se tendrá el acompañamiento del grupo de trabajo de gestión de activos, donde nos darán las pautas para poder mejorar en la planificación de dicho planes.

Para poder tener una mayor confiabilidad del sistema eléctrico se debe realizar una valoración de los riesgos que se tienen en las diferentes subestaciones y poder levantar un plan de restablecimiento que nos permita disponer para cada una de las subestaciones una alimentación alterna, y así poder asegurar una calidad óptima y confiable en la prestación del servicio de energía para los usuarios alimentados por CHEC.

Una de las dificultades grandes que se tienen en el mantenimiento de líneas es la falta de legalización de servidumbres pues algunos predios por donde pasa las líneas de distribución y transmisión de propiedad de CHEC no han sido legalizadas, por lo que los propietarios de los predios restringen la entrada a los grupos de mantenimiento, dificultando así la prestación del servicio de energía. Por tal razón uno de los retos que se tiene para el año 2016 es seguir trabajando en la legalización de estos e identificar cuáles son las mejores acciones tanto para la empresa como para el dueño

del predio en la indemnización de estos por las incomodidades y perjuicios que la imposición de la servidumbre ocasione.

Como una mejor practica que se ha venido implementando en el grupo empresarial se encuentra la reconstrucción de transformadores de potencia, la cual ha traído excelentes resultados por la recuperación de la vida útil de estos activos y por los ahorros obtenidos en comparación con los costos de reposición de los equipos. Durante los últimos años CHEC ha recuperado aproximadamente 20 unidades de transformación mediante esta práctica y para el año 2016, se tiene previsto comenzar con la reconstrucción de una unidad monofásica de 20 MVA del banco 115/33 de la subestación Regivit.

Hoy en día gestionar integralmente los riesgos, se ha convertido para cualquier tipo de organización en un elemento clave de la Alta Gerencia. Una gestión de riesgos eficiente se traduce en efectos económicos incalculables para cualquier organización, constituyendo una herramienta imprescindible para la toma de decisiones. La importancia de la gestión de riesgos está impactando cada vez más en el cumplimiento de los objetivos estratégicos en la organización hasta

el punto que no se concibe una organización que pretenda avanzar con pasos firmes hacia el éxito sin contar con la actividad de gestionar los riesgos bien estructurada.

identificación del riesgo, por lo cual es permanente e interactivo y se encuentra soportado en los objetivos estratégicos y es responsabilidad de cada dueño de proceso que esta etapa de identificación se aplique con un criterio crítico, amplio y sistemático.

En la subgerencia de subestaciones y líneas con el apoyo del proceso de Gestión Integral de Riesgos de CHEC en el año 2015 se llevó a cabo la actualización del mapa de riesgos de los procesos de mantenimiento y desarrollo de proyectos de infraestructura, basado en la metodología definida para el grupo empresarial. Dicha actualización principalmente en el

Después de identificar los riesgos se determina los controles existentes y se mide la exposición del proceso según el grado de efectividad de dichos controles, obteniendo así el nivel de riesgo al cual se encuentra realmente expuesto el proceso. Los riesgos identificados para proceso de mantenimiento son:

se basa proceso de

el

Escenario de riesgo

Causas

Efecto

Controles preventivos existentes

Nivel de Riesgo

Indisponibilidad de los activos

1. Obsolescencia de equipos 2. Falta de mantenimiento 3. Mantenimiento inadecuado 4. No tener servidumbres constituidas 5. Diseños inadecuados 6. Falta de elementos de protección 7. Materiales inadecuados 8. Falta de personal debidamente capacitado 9. Falta de reposición de equipos y materiales 10. Topografía irregular en la zona de influencia 11. Condiciones atmosféricas extremas 12. Errores humanos 13. No disponer, no conocer o no aplicar los manuales y procedimientos

1. Desatención de la demanda 2. Pérdidas económicas (disminución del ingreso AOM, energía no suministrada, compensaciones) 3. Pérdida de confiabilidad del sistema eléctrico 4. Afectación de la imagen del proceso 5. Afectación de la reputación de la empresa 6. Daños en los activos del sistema 7. Disminución de vida útil de los activos 8. Accidentes eléctricos 9. Afectación negativa en el relacionamiento con los grupos de interés 10. Retrasos e incumplimiento al plan de mantenimiento 11. Incumplimiento de los indicadores del proceso 12. Multas y sanciones

1. Plan de mantenimiento 2. Stock de materiales y herramientas 3. Contrato de mantenimiento 4. Evaluación continúa de los indicadores de disponibilidad de los activos. 5. Aplicación de normatividad y regulación 6. Capacitación del personal 7. Selección de personal con perfiles requeridos 8. El SGI 9. Apoyo permanente de Seguridad y Salud en el trabajo 10. RIC de T&D 11. Indicadores del proceso (SAIDI, SAIFI, Disponibilidad del STR).

Tolerable

Escenario de riesgo

Causas

Falta de personal calificado en el sector eléctrico.

1. Personal (contratista/CHEC) sin la suficiente experticia requerida para el trabajo en particular 2. Necesidad de perfiles especializados 3. No garantía de la experiencia mínima requerida 4. No hay diferencia salarial acorde con la labor

No contar con contratos de mantenimiento.

1. Falta de planeación de la contratación 2. Presupuesto insuficiente 3. Demoras en el proceso administrativo inherentes a la contratación 4. Directrices de empresa o de núcleo

Materiales no adecuados o no disponibles.

1. Procesos administrativos en las compras conjuntas 2. Imprecisiones en las especificaciones técnicas de materiales 3. Estandarización material y equipos por parte del núcleo 4. Retrasos en la entrega de elementos 5. Falta de presupuestación de materiales y equipos 6. Pérdidas de elementos 7. Fallas en los materiales o equipos por inadecuado almacenamiento 8. Inadecuada manipulación de materiales y equipos

Efecto 1. Desatención de la demanda 2. Pérdidas económicas (disminución del ingreso AOM, energía no suministrada, compensaciones) 3. Pérdida de confiabilidad del sistema eléctrico 4. Afectación de la imagen del proceso 5. Afectación de la reputación de la empresa 6. Daños en los activos del sistema 7. Disminución de vida útil de los activos 8. Accidentes (eléctricos, trabajos en altura) 9. Afectación negativa en el relacionamiento con los grupos de interés 10. Retrasos e incumplimiento al plan de mantenimiento 11. Incumplimiento de los indicadores del proceso 12. Multas y sanciones 1. Retrasos en el plan de mantenimiento 2. Mayores tiempos de indisponibilidad de los activos 3. Desatención de la demanda 4. Pérdidas económicas (disminución del ingreso AOM, energía no suministrada, compensaciones) 5. Pérdida de confiabilidad del sistema eléctrico 6. Afectación negativa en el relacionamiento con los grupos de interés 7. Incumplimiento de los indicadores del proceso 1. Desatención de la demanda 2. Pérdidas económicas (disminución del ingreso AOM, energía no suministrada, compensaciones) 3. Pérdida de confiabilidad del sistema eléctrico 4. Afectación de la imagen del proceso 5. Afectación de la reputación de la empresa 6. Daños en los activos del sistema 7. Pérdida de vida útil de los activos 8. Accidentes (eléctricos, trabajos en altura) 9. Afectación negativa en el relacionamiento con los grupos de interés 10. Retrasos e incumplimiento al plan de mantenimiento 11. Incumplimiento de los indicadores del proceso

Controles preventivos existentes

Nivel de Riesgo

1. Requerimientos en términos de referencia 2. Convenio CHEC - SENA 3. Perfiles definidos para los cargos requeridos 4. Planes de capacitación para cierre de brechas.

Alto

1. Presupuesto aprobado 2. Planeación anual del presupuesto (contratos) 3. Interventoría

Alto

1. Especificaciones técnicas 2. Plan de compras 3. Presupuesto aprobado 4. Interventorías 5. Control de inventarios 6. Grupos primarios 7. Reuniones de seguimiento 8. Procedimientos para el control de materiales 9. Seguimiento a los procedimientos

Tolerable

Causas

Efecto

Controles preventivos existentes

Nivel de Riesgo

Herramientas y elementos de protección no adecuados o no disponibles.

1. Procesos administrativos en las compras conjuntas 2. Imprecisiones en las especificaciones técnicas de materiales 3. Estandarización de materiales y equipos por parte del núcleo 4. Retrasos en la entrega de elementos 5. Falta de presupuestación de materiales y equipos 6. Pérdidas de elementos 7. Fallas en los materiales o equipos por inadecuado almacenamiento 8. Inadecuada manipulación de materiales y equipos

1. Desatención de la demanda 2. Pérdidas económicas (disminución del ingreso AOM, energía no suministrada, compensaciones) 3. Pérdida de confiabilidad del sistema eléctrico 4. Afectación de la imagen del proceso 5. Afectación de la reputación de la empresa 6. Daños en los activos del sistema 7. Pérdida de vida útil de los activos 8. Accidentes (eléctricos, trabajos en altura) 9. Afectación negativa en el relacionamiento con los grupos de interés 10. Retrasos e incumplimiento al plan de mantenimiento 11. Incumplimiento de los indicadores del proceso

1. Especificaciones técnicas 2. Plan de compras 3. Presupuesto aprobado 4. Interventorías 5. Control de inventarios 6. Grupos primarios 7. Reuniones de seguimiento 8. Kits de herramientas por tipo de labor (liniero, auxiliar de localidad, entre otros) 9. Procedimientos para el control de materiales 10. Seguimiento a los procedimientos

Tolerable

Riesgo público

1. Secuestro 2. Retención 3. Robo, asalto 4. Toma guerrillera 5. Extorsión 6. Zonas de alto de riesgo en área de influencia CHEC 7. Desconocimiento de la situación real en la zona de influencia CHEC por parte de personal administrativo.

1. Afectación en la prestación del servicio 2. No realizar la labor 3. Afectación al trabajador CHEC o al Contratista 4. Posible incremento de costos

1. Convenios con el ejército y la policía nacional 2. Coordinación con el proceso de seguridad para garantizar desplazamientos a determinadas zonas 3. Apoyo de Gestión social

Tolerable

Accidentes de tránsito

1. Conductores no capacitados para el manejo 2. No cumplimiento de normas de tránsito por parte del conductor 3. Falta de pericia por parte del conductor 4. Automotores inadecuados 5. Vías en mal estado 6. Clima adverso 7. Inadecuados elementos de protección (motos) 8. Uso de sustancias psicoactivas 9. Estado de salud

1. Multas, sanciones 2. Afectación de empleados, contratistas y terceros 3. Afectación de reputación 4. Afectación de la prestación del servicio 5. No cumplimiento del plan de mantenimiento 6. Desgaste administrativo

1. Seguimiento al cumplimiento de requisitos del área de soporte administrativo 2. Capacitaciones para buen manejo, manejo defensivo 3. Términos de referencia 4. Verificación de estado de los automotores 5. Plan de mantenimiento de automotores 6. Entrega de dotación de elementos de protección personal (motos) 7. Exámenes médicos periódicos

Tolerable

Escenario de riesgo

Escenario de riesgo

Causas

Efecto

Controles preventivos existentes

Nivel de Riesgo

Fraude y corrupción

1. Falta de valores y ética 2. Bajos salarios 3. Condición social de trabajadores y contratistas 4. Presión social 5. Enfermedades del personal (ludopatía, adicciones en general).

1. Afectación de la reputación 2. Incremento en costos 3. Desgaste administrativo 4. Sanciones o multas 5. Acciones penales 6. Desatención de la demanda 7. Incremento en pérdidas de energía

1. Estructura ética de CHEC 2. Línea ética 3. Interventoría 4. Procesos disciplinarios 5. Procesos penales 6. Seguimiento a los comportamientos no éticos.

Alto

Los riesgos identificados infraestructura son: Escenario de riesgo

No identificar las necesidades de infraestructura del sistema de Distribución

para

Causas

1. No recibir el insumo oportunamente por parte de Planeación 2. Imprecisiones en el insumo entregado por Planeación 3. No contar con profesionales con la experiencia y conocimiento necesarios para la identificación de necesidades 4. No contar con la tecnología necesaria 5. No disponer de la información histórica asociada a la infraestructura 6. No disponer de sistemas de información que soporten la identificación de las necesidades de reposición de los activos. 7. No contar con el presupuesto adecuado para hacer reposición

el

proceso

desarrollo

Efecto

1. Desatención de demanda 2. Fallas en la prestación del servicio 3. No se atenderían requerimientos regulatorios 4. No disponer de un plan de reposición adecuado 5. Afectación de la reputación 6. Afectación de la imagen del proceso 7. Afectación de la ejecución de inversiones

de

proyectos

Controles preventivos existentes 1. Plan anual de expansión (planeación distribución) 2. Banco de proyectos de reposición en nivel 1 y 2.

de

Evaluación del control Alto

Escenario de riesgo

Causas

Efecto

Controles preventivos existentes

Evaluación del control

No ejecutar oportuna y eficientemente el Plan de expansión.

1. Incumplimientos en el desarrollo del cronograma 2. No contar con recurso humano suficiente para los proyectos de Distribución y reposición (tipo N) 3. Inadecuada planeación 4. Inadecuada selección de contratistas 5. Incumplimiento de los contratistas 6. No disponer de sistemas de información que soporten la ejecución de obras 7. No contar con el presupuesto adecuado para hacer reposición (variables macroeconómicos)

1. Desatención de demanda 2. Fallas en la prestación del servicio 3. No se atenderían requerimientos regulatorios 4. Sanciones y multas 5. Afectación de la reputación 6. Afectación de la imagen del proceso 7. Afectación de la ejecución de inversiones 8. Menores ingresos

1. Plan de proyectos 2. Estructura adecuada para ejecución de proyectos del STR Y STN (tipo P). 3. Interventoría efectiva

Alto

No atención oportuna de solicitudes (usuarios, industriales, constructores, administraciones municipales, departamentales y entes regulatorios)

1. No disponer de los recursos suficientes y con el conocimiento y experiencia requeridos.

1. Insatisfacción de los Clientes 2. Pérdida de clientes 3. Sanciones y multas 4. Afectación de la reputación 5. Afectación de la imagen 6. Menores ingresos 7. No cumplimiento de indicadores (regulatorios y de proceso)

1. Equipo de estudios eléctricos para atención de solicitudes.

Medio

No ejecución o ejecución inadecuada de obras

1. No disponer del contrato o de los materiales requeridos 2. Inadecuada interventoría 3. Problemas de diseño 4. No disponer del presupuesto requerido 5. Inadecuada selección de contratistas 6. Eventos naturales 7. Oposición de la comunidad 8. No disponer de los permisos requeridos 9. Procedimientos poco flexibles por parte de las áreas habilitadoras.

1. Insatisfacción de los Clientes 2. Pérdida de clientes 3. Sanciones y multas 4. Afectación de la reputación 5. Afectación de la imagen 6. Menores ingresos 7. Desatención de demanda 8. Fallas en la prestación del servicio 9. No se atenderían requerimientos regulatorios 10. Afectación de la ejecución de inversiones 11. Incremento en costos de mantenimiento

1. Planeación de proyectos 2. Seguimiento a los cronogramas 3. Interventoría eficiente y efectiva 4. Planeación de la contratación 5. Selección adecuada de contratista 6. Términos de referencia ajustados a las necesidades

Alto

No activación oportuna de obras

1. Inadecuada planeación del proyecto 2. Inadecuada interventoría

1. Afectación del patrimonio 2. Pérdida de ingresos

1. Recurso humano capacitado 2. Sistema de información de activos fijos

Alto

Escenario de riesgo

Incumplimiento normativo

Causas

1. Desconocimiento de la norma 2. Inadecuada interpretación de la norma 3. Desactualización de la norma 4. Ausencia de capacitación

Actualmente CHEC posee 61 subestaciones en los niveles de tensión 33/13.2 kV, de las cuales 15 corresponden a un nivel de tensión de 115 kV y cuatro (4) tienen conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN). Cada subestación tiene asociado equipos de medida, transformación, protección y de seccionamiento en

Efecto

Controles preventivos existentes

1. Sanciones y multas 2. Afectación de la reputación 3. Afectación de la imagen del proceso 4. Insatisfacción de los diferentes grupos de interés

1. Banco de normas 2. Apoyo de otras áreas en el tema normativo 3. Capacitaciones en las diferentes normas 4. Se cuenta con recurso humano para actualización de normas.

Evaluación del control Alto

patio, para garantizar las señales de protección, control y medida además de equipos de servicios auxiliares. El Sistema de Transmisión Regional (STR) está compuesto por las redes eléctricas regionales o interregionales de nivel de tensión 4 conformado por

el conjunto de líneas y subestaciones de transformación 115/33 kV. En el STR se tienen 37 unidades entre bancos monofásicos y unidades trifásicas, con una capacidad instalada de 583 MVA en una refrigeración de transformador natural, es decir disipación del calor por convección, y 720 MVA cuando hay refrigeración forzada, es decir por ventilación. La red eléctrica de la CHEC en nivel de tensión 4 posee 24 líneas con una longitud total de 471 km, los cuales cubre los departamentos de Caldas, Quindío y Risaralda y se enlaza con los sistemas de la Compañía Energética

del Tolima, Empresa de Energía de Cundinamarca, Empresa de Energía del Pacifico, Empresa de Energía de Quindío, la Empresa de Energía de Pereira y el Sistema de Transmisión Nacional a través de 5 autotransformadores ubicados en las subestaciones Esmeralda (2x90MVA), La Enea (150MVA), Hermosa (150MVA) y Purnio (150 MVA). En cuanto a interruptores de potencia se tienen 81 equipos en todas las subestaciones del nivel de tensión de 115 kV. A continuación se muestra la cantidad de interruptores según tipo de bahía.

TIPO BAHIA

CANTIDAD

AUTOTRANSFORMADOR

4

TRANSFERENCIA

12

TRANSFORMADOR

17

GENERADOR

6

LINEA

42

Total general

81

Asociando los equipos por marca se tiene que un 70% de los 81 interruptores de potencia corresponden al fabricante ABB. Del total de interruptores en el nivel de 115 kv, 40 tienen un periodo de funcionamiento comprendido entre 18 a 24 años y 27 interruptores de potencia tienen una vida operativa entre 0 a 6 años. En el nivel de tensión 3, conformado por el conjunto de líneas de 33 kV y subestaciones de transformación

33/13,2 kV, CHEC posee 59 subestaciones operadas en su totalidad desde el Centro de Control ubicado en la ciudad de Manizales, Con una capacidad instalada de transformación 33/13,2 kV de 475.1775 MVA. En el nivel de tensión 3 CHEC posee 66 líneas con una longitud total de 840 Km, permitiendo en su mayor proporción realizar reconfiguraciones y modificaciones en la topología del sistema de subtransmisión, lo que permite mejorar los factores de confiabilidad, calidad y continuidad del

servicio de energía eléctrica para los departamentos de Caldas y Risaralda. Entre los activos de 33 kV correspondientes a interruptores de potencia, 106 corresponden a interruptores de intemperie, 43 a reconectadores y 31 a Celdas. De los

Dando cumplimiento a uno de los lineamientos de la política de gestión integral de CHEC, en cuanto a las condiciones de seguridad y salud ocupacional, los equipos de trabajo de la subgerencia de subestaciones y líneas nos encontramos en continuó seguimiento en actividades que promulguen con la prevención de lesiones y enfermedades, generando una cultura de uso de elementos de protección personal y la toma de consciencia en el autocuidado. De igual manera, en todas las labores de mantenimiento y Reposición de equipos, se trató de realizar una buena planificación de los trabajos buscando

activos de 13.2,kV correspondientes a interruptores de potencia 109 corresponden a reconectadores y 149 a Celdas. En el nivel de tensión 3 hay 180 equipos de interrupción bajo carga y en el nivel de tensión 2 hay 258 equipos de corte bajo carga.

identificar los peligros para la salud, seguridad de los trabajadores, de los equipos y de la continuidad del servicio de energía, así mismo haciendo una evaluación de los riesgos a través de las siguientes actividades: - Entrega e inspección de los diferentes elementos de protección que tiene el personal para realizar las diferentes tareas de mantenimiento. - Cumplimiento estricto de las 5 reglas de oro antes de iniciar cualquier actividad de mantenimiento - Seguimiento a los procedimientos indicados por el proceso

Solicitud de la colaboración del proceso de salud y seguridad en el trabajo en la ejecución de mantenimientos de gran impacto en las cuales interactúa buena cantidad de personas, con el fin de ayudar a la identificación de los riesgos no solo de seguridad sino también ambientales que puedan generar algún impacto negativo en las personas o el medio ambiente. En cuanto a los principales riesgos en materia ambiental para las subestaciones eléctricas, están relacionados con el manejo, transporte y disposición final de sustancias químicas, algunas de las cuales son consideradas peligrosas, tanto para el medio ambiente como las personas. En este aspecto se ha gestionado con el área de gestión ambiental la elaboración de procedimientos y fichas técnicas y de seguridad para el manejo -

de las sustancias indicadas anteriormente, cumpliendo con la regulación vigente y mitigando los riesgos en este campo de acción. Debido a estas estrategias, en el año 2015, en la subgerencia de subestaciones y líneas no se tuvieron accidentes mayores, solo en el año 2015 se presentaron 8 accidentes menores y/o incidentes cuyos factores de riesgos fueron: Picaduras de animales, golpes por materiales proyectados, torceduras y accidentes deportivos y los cuales se tuvieron 73 días de incapacidad. Cabe resaltar que la gran mayoría de accidentes se presentaron por actividades deportivas, con incapacidades mayores de 38 días. De seguridad: Deportivo 3 De seguridad: Mecánico 3 Biológico: Picadura 1 Biomecánico: Falso movimiento 1

NRO ACCIDENTES

MES

DIAS INCAPACIDAD

ENERO

0

0

FEBRERO

1

14

MARZO

0

0

ABRIL

0

0

MAYO

0

0

JUNIO

0

0

JULIO

0

0

AGOSTO

1

0

SEPTIEMBRE 1

0

OCTUBRE

2

18

NOVIEMBRE

3

41

DICIEMBRE

0

0

TOTAL

8

73

Para mitigar estos riesgos, se tomaron las siguientes acciones:

sensibilización en primer respondiente y kit de emergencias.

Verificar las condiciones del entorno de trabajo e inspeccionar los enjambres que puedan estar en el área de trabajo. Sensibilizar a todos los trabajadores en el tema de autocuidado y en los procedimientos de trabajo seguro y condiciones de riesgo presentes en actividades de poda y tala de vegetación. En las inspecciones locativas se revisa mobiliario (mesas con vidrios) con el fin de dar de baja los vidrios en mal estado que podrían ocasionar lesiones a los trabajadores.

En cuanto a enfermedades generales se presentaron 38 personas incapacitadas para un total de 318 días. Las causas principales de estas incapacidades están relacionadas con problemas óseo musculares, licencias de maternidad, paternidad, cirugías. Estos días de incapacidad corresponden al 5% del total de días de incapacidad que tuvo el personal CHEC en el año 2015, lo que significa que el personal de la subgerencia en términos generales se encuentran en una condición estable de salud, lo que se ve reflejado en la ejecución de las actividades para el cumplimiento de los objetivos trazados por todo el personal de dicha subgerencia.

-

-

-

Adicionalmente a estas acciones, se tuvo el apoyo por parte de los profesionales de la subgerencia en la revisión de la resolución 1348 de 2009 en el cual se adopta el Reglamento de Salud Ocupacional en los Procesos de Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica en las empresas del sector eléctrico. Así mismo cumpliendo con los estándares definidos por la normatividad vigente (Retie, resolución 1348 del 2009, resolución 1409 de 2012) se realizó a todo el personal de la subgerencia reentrenamiento en trabajo en alturas, entrenamiento para coordinadores de trabajo en alturas,

En cuanto a pruebas de elementos de protección, especialmente a guantes dieléctricos cabe resaltar la gestión realizada durante el año 2015 en cuanto a la concientización de realizar pruebas a estos elementos tal como lo dicta RETIE. Al mes de noviembre se tiene en la base de datos 246 guantes dieléctricos cargados a personal CHEC. De los 246 guantes el 70% (174 elementos) tienen pruebas vigentes, es decir que estos elementos están habilitados para su utilización. Solo el 30% tienen fechas vencidas En la imagen adjunta aparece la relación total de pruebas cantidad (918) “Elementos de Protección Personal” – 2015.

-

En la subgerencia de subestaciones y líneas para el año 2015 se adquirieron equipos especiales por un valor cercano a los 612 millones de pesos. Estos equipos se compraron para ser utilizados por los diferentes equipos de trabajo de la subgerencia con la finalidad de garantizar la disponibilidad y confiabilidad de los activos con criterios de eficiencia, eficacia, efectividad, responsabilidad ambiental y social aplicando el mejoramiento continuo. Los equipos adquiridos en el 2015 fueron: -

-

Ponchadoras Telurometro Coulometro Equipo para prueba y puesta en servicio de Relés de Protección (Omicron) Analizador de interruptores de potencia

-

Equipo de Prueba Resistencia de aislamiento Cámara termografía T660 Compra de equipo patrón para mesa de calibración de medidores

Ponchadoras: Para el equipo detrabajo de mantenimiento de subestaciones se adquirieron 2 ponchadoras hidráulicas al proveedor Soluciones y ventas técnicas por valor de 13.8 millones de pesos. Estos elementos son herramientas hidráulicas de compresión que ejercen una gran presión y sirven para ponchar (presionar fuertemente) empalmes para los cables eléctricos (cuando se quiere unir dos cables de calibre grueso se requiere que se hagan con empalmes los cuales son como un tramo de tubo pequeño como de 10 cms en donde se colocan los dos extremos del cable, una vez adentro se presiona el tubo con las pinzas en ambos extremos de tal forma que

presionan el cable y evita que se salga del empalme Telurómetro Digital: Para el equipo de trabajo de mantenimiento de subestaciones se adquirió un telurómetro Marca MEGGUER; referencia DET 2/2 al proveedor Equitest Colombia por valor de 15.6 millones. Este equipo El uso de este permite medir resistencias de puesta a tierra, resistividad del terreno por el método de Wenner y las tensiones provocadas por las corrientes parásitas en el suelo. Por su elaborado sistema de filtros activos y pasivos, posee una elevada inmunidad a las interferencias eléctricas y permite obtener mediciones confiables incluso en

Coulómetro: Este equipo fue adquirido por el equipo de trabajo Laboratorios y Mantenimiento de equipos por un valor de 34.5 millones de pesos al proveedor Polco. La referencia de este es un Coulómetro Metrohm 899 con batería Power Box y software TiBase,

presencia de altas tensiones parásitas como las que suelen encontrarse en algunas áreas urbanas y en la proximidad de subestaciones de transformación. La corriente de medición, regulada electrónicamente, es alternada con una frecuencia de 1470Hz, lo cual permite evaluar adecuadamente el comportamiento de la instalación de PAT tanto en relación a una falla de frecuencia industrial como frente a una descarga atmosférica. Posee una señal acústica que alerta al operador cuando la corriente inyectada en el terreno es insuficiente para realizar la medición. Esta alarma evita que, por no advertirse esta situación, se informen valores de resistencias inválidos.

empleado para la determinación de humedad en aceite dieléctrico (método Karl Fischer) y fue adquirido ya que el coulómetro anterior falló y no fue posible su reparación por estar obsoleto. La batería Power Box permite el funcionamiento del equipo

inalámbricamente en los casos que se requiera, ideal para trabajo en campo y el software necesario para descargar y analizar la información de los resultados desde el equipo al computador del laboratorio de aceites. Equipo de Prueba CMC 356: Este equipo fue adquirido por el equipo de trabajo Control, Protección y Medida por un valor de 234 millones al proveedor Erasmus Colombia. Este CMC 356 es un equipo de prueba y herramienta de puesta en servicio de tensión tetrafásico + corriente hexafásico para todo tipo de relés de protección. Sus seis potentes fuentes de corriente hacen que este equipo sea capaz de probar hasta los relés electromecánicos de alta carga con demanda de potencia muy alta. Analizador de Interruptores de potencia CT8000: El CT-8000 fue adquirido por el equipo de trabajo de mantenimiento de subestaciones por un valor de 122.8 millones al proveedor Comercial Ingeoléctrica. Este equipo es un analizador de interruptores de potencia de quinta generación, digital,

microprocesador para la medición de tiempos y desplazamiento en las pruebas de interruptores. Este equipo combina un completo analizador de tiempos y desplazamiento con un micro-ohmetro a 200 amperios en una sola unidad. Puede analizar detalladamente el funcionamiento de un interruptor de potencia, midiendo los tiempos de accionamiento, el desplazamiento, la velocidad, el sobre-desplazamiento, el rebote y el recorrido de los contactos. Así mismo, puede ser usado como micro-ohmetro a 200 amperios. Una característica única del CT8000 es que se pueden realizar mediciones de la resistencia de contacto durante la operación del interruptor (Prueba de resistencia dinámica). Con esta prueba de resistencia dinámica de los contactos, se pueden observar problemas en los contactos, como erosión por ejemplo, lo cual no es fácilmente detectable en una prueba convencional a un interruptor de potencia. El análisis del movimiento de los contactos incluye las operaciones de: APERTURA, CIERRE, APERTURACIERRE

Equipo de prueba de resistencia de aislamiento: Para el año 2015, el equipo de trabajo mantenimiento de subestaciones adquirió 2 equipos de pruebas de resistencia de aislamiento marca MEGGUER referencia MIT 525US. Con capacidad de inyección hasta 10 KV DCpor valor de 26 millones al proveedor Equitest Colombia. Este equipo permite realizar una serie de pruebas para exponer la condición de resistencia de aislamiento en

transformadores, bushings, cables etc. Con las pruebas temporizadas IR además de PI, DAR, DD, SV y prueba de rampa maximizan la capacidad de la prueba diagnóstica. Con estos se mide la calidad de los aislamientos con indicación de los índices de absorción y polarización en todo tipo de elemento que esté sometido a cualquier nivel de tensión. Transformadores de potencia, interruptores, equipos de medida CT´S y PT´S.

Cámara termografía T660: Este equipo fue adquirido por un valor de 115.9 millones a la empresa Equipos y controles industriales S.A por parte de mantenimiento de subestaciones. Este equipo cuyo su nombre lo indica sirve para realizar termografía a sistemas eléctricos, mecánicos y estructurales, capaz de detectar problemas, prevenir tiempos muertos no programados, guiar acciones correctivas necesarias e incrementar la seguridad en el sistema.

radiación infrarroja se calienta y cambia su resistencia eléctrica. Este cambio de resistencia se mide y se equipara a una determinada temperatura, siendo asignado un color para cada temperatura y formando una imagen coloreada que será la que veamos en pantalla. La ventaja de estos sensores es que pueden trabajar a temperatura ambiente y no necesitan refrigeración. La detección de estas radiaciones infrarrojas, imposibles de realizar a simple vista, supone una ventaja importantísima en muchas situaciones y puede ayudar a la prevención de multitud de situaciones indeseadas. La no uniformidad de temperaturas suele indicar alguna falla o punto crític

Esta cámara muestra en pantalla una imagen de la radiación calorífica que emite un elemento. Disponen de un sensor térmico llamado microbolómetro que al recibir la

Equipo patrón para mesa de calibración de medidores: Este equipo fue adquirido por el equipo de trabajo Laboratorios y Mantenimiento de equipos por un valor de 49.7 millones de pesos al proveedor Digitrón. Este patrón permite realizar de forma guiada las pruebas para la verificación y calibración de los medidores de energía eléctrica, es de conexión directa y con una exactitud de 0,02%. Se adquirió con el fin de remplazar el patrón del equipo probador de medidores 3, el cual es de conexión indirecta (utiliza TC y TP, lo cual afecta la exactitud final del equipo probador). Con este lograremos que el laboratorio de medidores de CHEC incluya nuevamente, en su alcance acreditado, la calibración de medidores de energía con índice de clase 0,2S.

Desde la subgerencia de subestaciones y líneas para el año 2015 llevamos a cabo dentro del portafolio de servicios (trabajos a terceros) el mantenimiento predictivo y preventivo a los equipos de

potencia de nuestros clientes, los cuales se cumplieron teniendo en cuenta nuestra amplia experiencia, equipos especializados recurso humano idóneo ofreciendo soluciones ajustadas a las necesidades de mantenimiento y funcionamiento de los equipos e instalaciones. Dichos trabajos se llevaron a cabo de una forma segura, en equilibrio con el medio ambiente y socialmente responsables, brindándoles así a nuestros clientes confiabilidad y calidad en la solución. Los clientes a los cuales se les prestó el servicio fueron: Cartones y Papeles: Ante falla presentada el día 16 de abril de 2015, personal de mantenimiento de subestaciones realizó inspección y diagnóstico de la falla presentada, encontrando cable de potencia fallado, por lo cual se empalma de nuevo, se realiza pruebas y por consiguiente se normaliza el servicio de energía. Super de Alimentos: El día 21 de enero de 2015 se presenta falla interna en la planta de producción de Super de Alimentos, personal de mantenimiento de subestaciones y líneas se desplazan al sitio encontrando la subestación

eléctrica del cliente en un mal estado por falta de mantenimiento, lo que conllevó a que los equipos de medida presentaran falla. Se realiza limpieza, pruebas a equipos y mantenimiento general. Asociación Cable Aéreo: Dando cumplimiento con el contrato de AOM 084.12 entre CHEC y Asociación Cable Aéreo Manizales se programó dentro del plan de mantenimiento entre los días 03 y 04 de noviembre de 2015, el mantenimiento de la celda de 33 kV de la Subestación Marmato, Subestación del Cable de 33/13,2 KV en los Cámbulos, mantenimiento preventivo, recomendaciones, ajustes y diferentes medidas y pruebas eléctricas de los equipos y sistemas. Mantenimiento general y pruebas eléctricas de rutina a transformador principal 33/13.8 KV. Las pruebas realizadas fueron: - Resistencia de aislamiento - Resistencia de contactos - Ajuste de conexiones - Alimentación motor de tensado - Limpieza general - Lubricación de mecanismos - Revisión Estado de los polos - Revisión Enclavamientos mecánicos - Revisión de Anclajes - Operación manual y remota de cierre y apertura del interruptor. - Alimentación y revisión de conexiones eléctricas. - Revisión conexiones a tierra. Así mismo por parte del equipo de trabajo de mantenimiento líneas, se realizó revisión de condiciones de aislamiento, descope de vegetación del corredor, estabilidad de los apoyos, estado de conductores de la línea y del cable de guarda, puestas a tierra, revisión de empalmes, revisión de

posibles acercamientos de elementos externos a la línea, revisión de anclajes y verificación de existencia de nuevas construcciones bajo la línea de 33 kV que va desde subestación Marmato a subestación Los Cámbulos. Estos mantenimientos fueron efectuados los días: 28 de julio de 2015, 4 de septiembre de 2015 y el 04 de enero de 2016. Trasvase Rio Guarinó: Como cumplimiento al contrato AOM 46/4296 celebrado entre CHEC e Isagen, se establece el mantenimiento preventivo de la celda de conexión a 13.2 kv del Trasvase Rio Guarinó de propiedad de Isagen en la subestación Victoria, para ello se ejecutaron las siguientes actividades el día 19 de agosto de 2015: -Limpieza general. -Prueba de nivel de aislamiento -Prueba de resistencia de contactos. -Revisión de motor de tensado. -Revisión de enclavamientos mecánicos. -Revisión de estado de polos. -Operación manual de cierre y apertura. -Revisión de anclajes. -Lubricación y limpieza de mecanismos de operación. -Revisión puntos de conexión de puesta a tierra. -Nivel de aislamiento de cable de potencia (afloramiento del circuito). -Limpieza de relés de control, protecciones, medidores y demás elementos constitutivos como relevos auxiliares. -Se verifican los ajustes de conexiones y alimentaciones de equipos e control y protección.

Con relación a los resultados obtenidos después de la inspección técnica y mantenimiento realizado al interruptor de la bahía vct23l16 se puede concluir: -El estado del aislamiento del cable XLPE está en buenas condiciones y apto para su funcionamiento normal.

-Las condiciones eléctricas y mecánicas de la celda como el interruptor y de sus equipos asociados se encuentran en óptimas condiciones para su funcionamiento.

Hasta el 30 de noviembre de 2015, el laboratorio ha enviado al proceso de Soporte Clientes documentación de

3007 medidores, para evaluar la posibilidad de iniciar procesos de recuperación de energía.

Informes para Posible Recuperación de Energía 2015 598 423 319

BUENAS PRÁCTICAS: Control de Calidad: Se implementó una rutina de control de calidad con medidores calibrados en otro laboratorio. Mediante la comparación estadística de nuestros resultados con los del laboratorio de referencia, es posible detectar desviaciones en el funcionamiento de nuestros equipos. Verificaciones Intermedias: Se implementó la realización de una

223

210 NOVIEMBRE

SEPTIEMBRE

JULIO

95 JUNIO

MAYO

ABRIL

174

OCTUBRE

305

AGOSTO

240 MARZO

FEBRERO

ENERO

175

245

rutina semestral de verificaciones intermedias. Usando uno de los patrones de trabajo, se verifica el estado de calibración de los demás equipos. • Para mejorar la realización de esta actividad tres personas del equipo de trabajo se capacitaron en el INM, con el fin de disponer del conocimiento necesario para la selección de los puntos de control, de acuerdo a lo indicado en la NTC 2423.

Ensayo de Aptitud: El laboratorio obtuvo una evaluación satisfactoria .

EXACTITUD SATISFACTORIO

sobre su participación en la ronda realizada a finales de 2014

• Energía Activa 5% Ib • Energía Activa 100% Ib • Energía Reactiva 5% Ib • Energía Reactiva 100% Ib

• Energía Activa

DOSIFICACIÓN DE • Energía Reactiva ENERGÍA SATISFACTORIO

Estudio Efecto de la Inclinación en la Exactitud de Medidores Electromecánicos: a solicitud de la

empresa de Putumayo.

Energía

del

Bajo

la subestación Bosques de la Acuarela con las subestaciones La Rosa y La Hermosa a través de bahías independientes.

Como proyecto complementario a la modernización de la subestación Bosques de la Acuarela con capacidad instalada de 20 MVA, 33/13.2 kV, en el municipio de Dosquebradas, se planteó la necesidad de construir un tramo de línea de 33 kV de 1.5 km de tal manera que permitiera interconectar

Este proyecto surgió como alternativa a la construcción de la línea Rosa – Bosques 33 kV, el cual no se pudo ejecutar por razones de tipo social a pesar de tener todos los estudios, diseños y permisos para su desarrollo. Se buscó entonces con este proyecto brindar mayor confiabilidad para el municipio de Dosquebradas a través de una doble alimentación desde las

subestaciones La Rosa y La Hermosa con dos tramos de línea de 33 kV, supliendo con la subestación Bosques de la Acuarela parte de la demanda atendida por dichas subestaciones en el nivel de 13.2 kV, en el caso de

contingencias o de realización de actividades de mantenimiento en alguna de ellas.

El proyecto contempló realizar la conexión de la subestación Bosques de la Acuarela a la subestaciones La Hermosa y La Rosa por medio de dos líneas independientes, y no por medio de la derivación en T como se tenía anteriormente. Adicionalmente se realizó un diseño en doble circuito con cable cubierto en disposición compacta, con lo cual se minimizó el

impacto visual y los acercamientos a las edificaciones, cumpliendo con las distancias de seguridad exigidas en el RETIE (Reglamento técnico de instalaciones eléctricas).

El trazado original de la línea se observa en la siguiente imagen:

ANTES

DESPUES

Finalmente la remodelación de la línea quedó como se observa en las siguientes fotografías:

El éxito del proyecto se basó en las acciones que se adelantaron desde gestión social, pues se logró involucrar a la comunidad de los barrios intervenidos en el proyecto con las siguientes iniciativas, concientizándola de los beneficios del mismo: 

Acercamiento a la comunidad impactada por la remodelación





de la línea 33 kV Bosques de la Acuarela - Pueblo Sol Alto. Identificación de líderes comunitarios e institucionales para la socialización de las actividades pertinentes al proyecto. Socialización de las acciones con las comunidades

impactadas por la remodelación de la línea.  







Conformación de grupos de comunidad para apoyo a la socialización del proyecto. Socialización de las suspensiones del servicio de energía con el mínimo impacto posible. Devolución de la información a los líderes institucionales y comunitarios de los avances de la remodelación de la línea. Apoyo en campo, sistematización de la Información y contribución analítica al estudio de percepción de la remodelación de la línea 33 kV. Consecución de autorizaciones ante la Secretaria de planeación municipal de ocupación del espacio público para la

Construcción Línea Belalcázar – La Virginia 33 kV Teniendo en cuenta las condiciones de radialidad existentes en el área suroccidente del sistema eléctrico de











Consecución de permisos con los propietarios para la hincada de apoyos en sitios específicos. remodelación de la línea 33 kV Pueblo Sol Alto –Bosques de la Acuarela. Relacionamiento Interinstitucional y comunitario para la remodelación de la línea 33 kV pueblo sol –bosques de la acuarela. Conformación de un grupo de mujeres donde se trabajó manualidades e información sobre el proyecto Jornada de trabajo con población infantil sobre cuidado de lo público y preparación de la época navideña. Siembra de árboles con la comunidad como compensación de árboles podados y talados.

CHEC, que repercuten negativamente sobre los niveles de calidad del suministro de energía eléctrica en la zona, especialmente en condiciones de contingencia, se proyectó ejecutar la construcción de la línea Belalcázar – La

Virginia 33 kV con el fin de mejorar los niveles de confiabilidad del sistema eléctrico, dado que ofrecen el soporte requerido para garantizar un mejor desempeño de la red actual y dar solución a los problemas de continuidad que actualmente se asocian a las condiciones de radialidad de la subestación La Virginia. El proyecto está ubicado entre los departamentos de Caldas y Risaralda, más exactamente entre los municipios de Belalcázar (Caldas) y La Virginia (Risaralda). El trazado de la línea se origina desde la subestación Belalcázar

Con una longitud aproximada de 13 km y 56 estructuras de apoyo, la línea Belalcázar - La Virginia conformó un sistema anillado a nivel de 33 kV entre las subestaciones Viterbo, Belalcázar y La Virginia, con el fin de brindar confiabilidad en el suministro de energía eléctrica ante contingencias de las actuales líneas que alimentan las

ubicada en la franja urbana del municipio de Belalcázar, en sus ocho kilómetros iniciales, recorre terreno montañoso perteneciente a una de las laderas occidentales de la cordillera central. Los últimos cinco kilómetros ya dejando atrás la zona montañosa, se desarrollan por el valle del rio Cauca en terreno principalmente plano, ubicándose paralela a la carretera que comunica el municipio de Viterbo con el municipio de La Virginia, y a su vez entrando por la parte nororiental a la subestación La Virginia.

subestaciones de los municipios de Belalcázar y La Virginia, las cuales tienen respectivamente una cobertura aproximada de 3 000 y 7 500 usuarios. La construcción de la línea Belalcázar – La Virginia 33 kV estuvo a cargo de la empresa INGEOMEGA S.A, tuvo una duración aproximada de 4 meses y un

presupuesto aproximado de 2 500 000 000 COP teniendo en cuenta el costo de las servidumbres, los materiales y la mano de obra. La ejecución del proyecto se realizó con el acompañamiento permanente del equipo de trabajo de gestión social de

CHEC, sensibilizando y socializando a la comunidad sobre las diferentes actividades que se desarrollaban en el proyecto, cabe resaltar que este acompañamiento fue fundamental para el desarrollo normal de las actividades del proyecto.

Con el fin de desarrollar el proyecto de reposición de algunos de los componentes de la línea Perico – Victoria de 33 kV, desde el 2014 se inició un gran despliegue de tipo social para buscar la viabilidad del proyecto. Este proyecto se soporta en la cantidad de eventos que se han venido presentando, como, rotura de cable de guarda y fallas de aislamiento. De igual manera, la línea tiene muchos de sus apoyos con baja altura dando lugar a problemas de acercamiento al terreno e incumpliendo con las distancias de seguridad establecidas por el RETIE. Para el 2014 se tenía proyectado realizar la reposición de todo el cable

de guarda de la línea de 21 km (ya que este se encontraba deteriorado o faltante en algunos tramos), el mejoramiento de las puestas a tierra y el cambio de 46 de las 114 estructuras del total que tiene la línea, sin embargo la complejidad del trabajo de tipo social hizo que el proyecto se desplazara en su ejecución a los primeros meses del año 2015. En las siguientes fotografías se observan los apoyos existentes en la línea y los nuevos apoyos que dieron una mayor altura a la misma, mejorando las condiciones técnicas y de seguridad.

Apoyos existentes

Apoyos existentes

Apoyo existente

Apoyos existentes

La gestión de mantenimiento ha cobrado importancia en los últimos años debido a que se puede obtener beneficios económicos para la empresa en lo que refiere a la reducción de costos, dicha mejora está en función de la optimización de la disponibilidad, confiabilidad y mantenibilidad de los activos. La optimización requiere del uso de diversas técnicas y herramientas tales como: análisis causa raíz de la falla de equipos, mantenimiento basado en la condición, análisis de priorización de variables de mantenimiento, gestión de repuestos e inmovilizados necesarios, indicadores de gestión de mantenimiento y análisis de ciclo de vida de los equipos; es por ello que el equipo de trabajo de la subgerencia de subestaciones y líneas viene trabajando en conjunto con el grupo de trabajo de gestión de activos, este tipo de herramientas, para poder así mejorar en la confiabilidad del sistema y poder obtener resultados de calidad y productividad de la empresa. Así mismo, se viene trabajando en fortalecer el mantenimiento predictivo de los equipos realizando un diagnóstico adecuado del estado y funcionamiento de los equipos del sistema evitando eventos inesperados que generan insuficiencia e inestabilidad del sistema eléctrico. Estos diagnósticos están siendo realizados por personal competente, calificado y con las herramientas óptimas para ejecutar las pruebas y realización de inspecciones termográficas y ultrasonido a los equipos de subestaciones

principalmente a los primarios como transformadores e interruptores de potencia, barras, seccionadores y líneas. Las termografías de los equipos de subestaciones tienen la finalidad de verificar las condiciones bajo las cuales el equipo intervenido se encuentra en funcionamiento. Así mismo sirve para diagnosticar oportunamente el estado del activo, y garantizar la confiabilidad del sistema. En cuanto al mantenimiento correctivo y preventivo, la subgerencia de subestaciones y líneas cuenta con 3 Grupos para mantenimiento de subestaciones 3 grupos para mantenimiento de líneas de 33 kV y 115 kV y un grupo de montajes y reposición de equipos de subestación. Con este recurso, se trata de suplir todos los daños y contingencias que se puedan presentar en el sistema eléctrico de CHEC, así mismo se realiza una evaluación integral de los equipos realizándoles inspecciones periódicas, para lo cual nos apoyamos con las 21 personas que se encuentran en toda el área de cobertura de CHEC como operadores locales de subestaciones. Las intervenciones por mantenimiento en subestaciones y líneas CHEC, se debe garantizar las mínimas condiciones en la calidad del servicio las cuales son definidas por la Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG), para ello en la planeación de los mantenimientos se tiene presente las máximas horas anuales de indisponibilidad permitida de los

activos del STR dada por la resolución CREG 094 de 2012 y la formulación para determinar las compensaciones por demanda no atendida para el SDL. Para la realización de la programación del plan de mantenimiento a equipos de interrupción bajo carga, se hace considerando todas las variables de los historiales de mantenimiento acumulados, es decir se establece una relación entre todas las variables que impliquen una determinación del desgaste del equipo, técnicas, mecánicas y operativas y se relacionan a través de una formulación matemática que permita determinar la criticidad del activo.

resguardados del sol y del agua lo cual sugiere un mayor tiempo para su mantenimiento, con base a esto y teniendo en cuenta la operatividad, se efectúa la programación de mantenimiento de seccionadores de puesta a tierra en intervalos iguales de 2 años. 

A las celdas de nivel de tensión 2 se les realizará mantenimiento cada dos años. Se aprovecha apertura de la bahía de transformación 33/13,2kV para la ejecución de esta actividad.



A los interruptores de nivel de tensión 3 tipos intemperie se les realizará mantenimiento cada dos años, estos se pasaran por by-pass. Cada dos años también se abrirán las bahías de transformación para realizar pruebas de equipos en general, tierras y demás elementos asociados.



A los reconectadores de niveles de tensión 2 y 3 se les realizará mantenimiento por by-pass cada 2 años.



Los interruptores correspondientes a las transferencias tienen un mantenimiento con periodos de 2 años debido a la poca operación de éstos.



Los interruptores de 115 kV tienen un mantenimiento cada dos (2) años

De acuerdo a lo anterior, la periodicidad de mantenimiento para interruptores de potencia y tomando como referencia el último mantenimiento es: 



Los equipos en los niveles de tensión 2 y 3 (SDL), presentan un mayor nivel de vulnerabilidad en el sistema, debido a la configuración de los circuitos y su correspondiente funcionamiento, además de un mayor número de operaciones de éstos; por tal motivo la programación de éstos se realiza en periodos de 2 años. A las celdas de nivel de tensión 3 se les realizará mantenimiento cada dos años dadas las estadísticas de las pruebas arrojadas que evidencian un buen estado de funcionamiento, además son equipos que están



Los interruptores inmersos en aceite tienen una periodicidad de mantenimiento anual, debido al deterioro del medio aislante.

El tipo de labores realizadas en el mantenimiento preventivo corresponde a: Prueba eléctrica de resistencia de contactos. Prueba eléctrica de aislamiento a polos del interruptor. Prueba de vacío Tiempos de operación para cierre y apertura. Limpieza y lubricación. Inspección y ajustes a contactos. Para los transformadores de potencia, el programa de mantenimiento se realiza teniendo en cuenta la matriz de criticidad para toma de muestras de aceite dieléctrico de transformadores de potencia, además del resultado de pruebas eléctricas realizadas a cada uno de los equipos con el fin de determinar las acciones a tomar sobre los activos de transformación del STR como SDL, algunas consideraciones generales son: Reposición Equipos Pruebas Eléctricas Mantenimiento Cambiador Tomas Y los criterios técnicos para determinar el estado funcional del activo son: Factor de potencia (Cos φ) y Factor de disipación (Tan δ) Resistencia de aislamiento

Relación de transformación Resistencia óhmica de devanados Corriente de excitación Respuesta en Frecuencia SFRA Teniendo en cuenta los aspectos anteriores, se procede a realizar el diagnóstico de los transformadores de potencia con el fin de establecer el tiempo en el cual se les debe de realizar su próximo mantenimiento, de ésta manera se cuenta con los criterios fundamentales para establecer la programación de mantenimiento predictivo. En cuanto al mantenimiento predictivo, se realiza inspecciones a subestaciones frecuentemente con el propósito de mantener el sistema de información de activos de subestaciones actualizado, generar reportes de anomalías en la infraestructura de estas, adicionalmente las consignas de mantenimientos posteriores son retroalimentadas por esta labor. La inspección a subestaciones con el grupo de termografía se realiza en cinco (5) rutas y con una frecuencia de tres (3) veces al año, dicha frecuencia se define a partir del programa de mantenimiento como también el orden de inspección, a través de estas inspecciones se hace seguimiento a todos los equipos de servicios auxiliares y equipos de patio de la subestación. Para el año 2015 se realizaron en total 169 termografías, de las cuales 159 se realizaron a los equipos de subestación y 16 a líneas de 33 kV y 115 kV.

Todas las actividades del equipo de trabajo de mantenimiento de subestaciones para las intervenciones de índole preventivo, correctivo y predictivo fueron registradas en el

aplicativo JD Edwards, para el cual se tuvieron 757 órdenes de trabajo. La clasificación de estas órdenes de trabajo para el equipo de mantenimiento de subestaciones es:

% de Tipo Actividad

Tipo de actividad Nro. de OT Cambio de Equipos Mantenimiento Correctivo Mantenimiento Preventivo Montaje Fundas a Trafos Otras Mantenimiento Predictivo Acompañamiento a Proyectos TOTAL

Siguiendo con la estrategia de mejorar en la confiabilidad del sistema y poder obtener resultados de calidad y productividad de la empresa, CHEC en el año 2015 realizó 157 cambios y/o reposiciones de equipos de potencia en

157 35 266 30 40 219

21% 5% 35% 4% 5% 29%

10 757

1% 100%

las subestaciones, lo que equivale a un total de 2.321 millones de pesos en inversión en la infraestructura eléctrica, las cuales se describen en la siguiente tabla.

Equipos Instalados en el Sistema eléctrico CHEC Cantidad BANCO BATERIAS 5 CORTACIRCUITO 17 CT 10 CUCHILLAS MONOPOLARES 37 INTERRUPTOR 33 1 INVERSOR 3 PARARRAYOS 38 PT 115 4 PT 33 9 RECTIFICADORES 2 SECCIONADOR 115 KV 2 SECCIONADOR 33 KV 21 TRAFO DE POTENCIA 6 INTERRUPTOR 115 KV 2 Total general 157

Costo Total de Equipos $ 151,960,000.00 $ 6,157,287.98 $ 53,912,993.33 $ 99,047,448.42 $ 38,373,834.12 $ 18,792,000.00 $ 106,314,698.44 $ 52,822,619.16 $ 26,340,604.83 $ 121,800,000.00 $ 47,949,825.88 $ 363,096,112.47 $ 1,140,514,700.00 $ 94,103,642.80 $ 2,321,185,767.43

Los municipios que fueron impactados con estas reposiciones fueron: MUNICIPIO ANSERMA ARMENIA BELALCAZAR CHINCHINA DORADA DOSQUEBRADAS HERVEO LA DORADA LA VIRGINIA MANIZALES MARMATO MARQUETALIA NEIRA PACORA PENSILVANIA PUEBLO RICO RIOSUCIO SANTA ROSA DE CABAL VICTORIA VILLAMARIA VITERBO Total

CANT 2 13 4 8 2 14 6 3 19 21 1 3 16 5 2 6 1 4 5 14 8 157

Suma de Costo Total $ 4,313,092.11 $ 160,305,294.15 $ 96,841,388.72 $ 91,046,774.61 $ 112,793,120.64 $ 587,980,822.72 $ 8,884,256.34 $ 62,478,912.42 $ 57,843,547.65 $ 94,219,871.44 $ 188,717,500.00 $ 5,670,292.11 $ 273,999,784.60 $ 93,141,038.11 $ 606,640.88 $ 17,560,403.22 $ 30,392,000.00 $ 129,135,815.62 $ 12,190,110.03 $ 239,786,414.45 $ 53,278,687.61 $ 2,321,185,767.43

En cuanto al plan de mantenimiento para el año 2015 se tienen los siguientes indicadores: 

Indicador de cumplimiento de mantenimiento Predictivo para

Líneas STR (Sistema Transmisión Regional).

de

Subestaciones Intervenidas Interruptores de 115 KV Transformadores de 115 kV



ENE

FEB

MAR

ABR

2

3

4

4

4

3

3

3

2

2

2

5

2

3

3

3

4

1

1

2

1

2

0

0

1

JUN

JUL

ENE

Transformadores de potencia 33/13,2 KV Interruptores de 33 KV Interruptores de 13,2 KV

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

2

4

1

35

2

2

2

1

31

1

1

2

0

12

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

TOTAL

1

9

5

5

4

6

5

5

2

4

2

3

51

1

3

1

3

2

4

3

3

0

2

1

0

23

4

9

9

9

4

8

6

8

6

4

1

3

71

6

132

9

19

13

Indicador de cumplimiento de mantenimiento Predictivo para Subestaciones STR (Sistema de

TOTAL

Subestaciones en SDL (Sistema de Distribución Local).

Indicador de cumplimiento de mantenimiento de

Subestaciones Intervenidas



MAY

9

12

14

22

15

0

13

0

Transmisión Regional). Termografía y Ultrasonido en Transformadores de Potencia



Indicador de cumplimiento de mantenimiento Predictivo activos STR

Con este indicador se mide el cumplimiento del plan de mantenimiento de predictivo para realizar cromatografía de gases a los transformadores de potencia, mediante el cual se pretende mantener un monitoreo constante que nos permita determinar oportunamente cualquier condición anormal en el transformador para aplicar las acciones necesarias para

solucionar una falla potencial, es importante recordar que el transformador de potencia es el activo más importante de la subestación por la función que tiene y su costo. En cuanto al laboratorio de aceites, el cual tiene como objetivo: verificar la condición del aceite y programar las medidas preventivas (reacondicionamiento) o correctivas

(cambio), realizar análisis de las características físicas, eléctricas y químicas del aceite. Las pruebas fisicoquímicas realizadas en el Laboratorio de aceites son: • Contenido de Humedad • Rigidez dieléctrica • Tensión interfacial • Factor de potencia

MES

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBR E OCTUBRE NOVIEMBR E

• •

Número (Acidez) Color

de

neutralización

A continuación se exponen las muestras recibidas y las analizadas acumuladas en lo que va del año 2015, de esta manera se logra tener el indicador de rendimiento del laboratorio en un 89%.

PROGRAMAD AS ACUMULADA

EJECUTADA S ACUMULADA S

INDICADO R ACUMULAD O

PROGRAMAD AS MES

EJECUTADA INDICADO S MES R MES

6 12 24 43 61 82 99 100

5 12 24 43 57 57 57 57

83% 100% 100% 100% 93% 70% 58% 57%

6 6 12 19 18 21 17 1

5 7 12 19 14 0 0 0

83% 117% 100% 100% 78% 0% 0% 0%

104 130

57 122

55% 94%

4 26

0 65

0% 250%

155

138

89%

25

16

64%

Análisis PCBs. En la siguiente gráfica se muestran las muestras tomadas a equipos de subestaciones recibidas y las analizadas por los métodos

semicuantitativo y cuantitativo. En el mes de noviembre de 2015 se tuvo un cumplimiento acumulado del 100% y del 32% respectivamente, permaneciendo constantes con respecto al mes anterior.

Equipos Poste:

de

Distribución

Contrato

En la siguiente gráfica se muestran las muestras tomadas a equipos de distribución fallados recibidas y las

Actividad de tala y poda de árboles: Dentro de las actividades asociadas al Contrato vigente No. 000011 – 2015, cuyo objeto es la construcción y mantenimiento de líneas de 115 y 33 kV en el área de influencia de CHEC, se realiza corte de elementos arbóreos

analizadas por los métodos semicuantitativo y cuantitativo. En el mes de noviembre de 2015 se tuvo un cumplimiento acumulado del 100% y del 73% respectivamente.

localizados en los corredores de las líneas de media y alta tensión, en los cuales utiliza personal calificado que no ponga en riesgo a personas, bienes, o el servicio de fluido eléctrico durante el desarrollo de la actividad como tal.

El grupo técnico encargado de dicha labor está conformado por un técnico electricista, tres aserradores y un ayudante, quienes cuentan con los equipos necesarios para realizar las podas y talas. La supervisión de estas actividades es desarrollada por un técnico forestal quien acompaña y asesora para que se cumpla con los requerimientos de la normatividad ANTES

vigente en procedimientos.

este

de

Con la ejecución de podas y talas realizada durante el 2015 se logró despejar corredores de líneas que han causado fallas frecuentes, lo cual mejora la confiabilidad del sistema de transmisión y distribución.

DESPUES

Corredor de la línea 33 kV Salamina – Pácora

ANTES

tipo

DESPUES

Corredor de la línea 33 kV Hermosa – Magel ANTES DESPUES

Mantenimiento en TCT (Trabajo con Tensión) Dentro de la dinámica del sector eléctrico, las empresas de energía en conjunto con las políticas regulatorias buscan permanentemente garantizar el suministro de energía eléctrica de forma continua y eficiente, con el fin de optimizar el uso de los recursos eléctricos y energéticos disponibles. CHEC no escapa a esta realidad y un claro ejemplo es el comportamiento que se tiene con la resolución CREG 094 de 2012 en la cual se propone una significativa reducción de los tiempos de desconexión para la realización de actividades de mantenimiento en los activos del Sistema de Transmisión Regional (STR), por ello CHEC considera como punto estratégico la intervención de activos eléctricos con los procedimientos de Trabajos con Tensión (TcT), los cuales permitan realizar la mayor cantidad de actividades de mantenimiento sin interrumpir el suministro de energía. Las intervenciones en mantenimiento con el equipo de TCT (Trabajo con tensión) comprenden lo relacionado a intervenciones de correcciones de puntos calientes, y además de limpieza y revisión de cada una de los elementos constitutivos de los equipos de la subestación, por lo que toda actividad de TcT, requiere un riguroso y detallado proceso de planeación, en el cual se debe analizar todo el contexto que enmarca la actividad a desarrollar con el fin de visualizar las variables críticas a controlar. En este orden de

ideas, para la planeación de los TcT es indispensable evaluar el grado de criticidad del procedimiento a ejecutar bajo las condiciones atmosféricas asociadas a la zona geográfica. Dicho análisis permite que el grupo especialista realice los ajustes de procedimiento necesarios para garantizar la seguridad del personal ejecutor, los equipos y el sistema. Algunos de los ajustes pueden ser dados entorno a las distancias de seguridad, las herramientas a utilizar, el número de integrantes del grupo ejecutor y la secuencia de pasos propios del procedimiento. Así mismo para cada equipo de subestaciones, se comprenden parámetros de medida y clasificación de fallas según la norma NETA, los cuales dan pautas para realizar las intervenciones de los equipos. Teniendo en cuenta todo lo anterior, durante el año 2015 y con el apoyo de los grupos de trabajo con tensión (TCT) de mantenimiento de distribución, se lograron realizar diversas intervenciones en las diferentes subestaciones de CHEC.           

ARANZAZU BALBOA EL DORADO ENEA BELALCAZAR VIRGINIA RISARALDA SANTURIO AGUADAS ESMERALDA FELISA

          

subgerencia de subestaciones y líneas pone a disposición todo su capital humano para poder restablecer los activos del sistema eléctrico lo antes posible. Así mismo desde el área de gestión operativa activa sus planes de contingencia y restablecimiento para poder normalizar el servicio de energía a los usuarios afectados por estos eventos.

LA MERCED LAS COLES PACORA PERALONSO QUINCHIA SALAMINA SAMANA VITERBO MARGARITA ANSERMA CHIPRE.

Un sistema eléctrico está expuesto continuamente a fallas en su sistema eléctrico, es por ello que desde el proceso de mantenimiento debemos garantizar que el sistema esté en óptimas condiciones para mitigar las fallas y que los tiempos de interrupción sea mínimo, pues los efectos en la suspensión del servicio de energía van desde el deterioro de la calidad de vida de la sociedad hasta las pérdidas económicas, no sólo a los clientes comerciales e industriales sino a la misma empresa. Cuando se presentan este tipo de eventos que causan un gran impacto en la prestación del servicio, la

Cabe resaltar que en algunos sitios del sistema se tiene dificultan para restablecer el servicio inmediatamente, debido a que en algunas subestaciones donde se presentan fallas en las líneas o subestaciones, no se tiene una alimentación alterna a estas subestaciones que garantice el restablecimiento del servicio de energía en un tiempo mínimo, por tal razón se tiene el reto en el año 2016 poder trabajar en proyectos de planeación donde se pueda mitigar este riesgo. Para el año 2015, los eventos más importantes que se presentaron en el sistema eléctrico y que causaron gran impacto en cada uno de los grupos de interés fueron:

INDISPONIBILIDAD SISTEMA ELECTRICO A CAUSA DE SUBESTACIONES Y LINEAS CIRCUITO

FECHA INICIAL

FECHA FINAL

TRAFO 33/13.2 KV EL LLANO

18/01/2015 00:05

18/01/2015 11:41

VITERBO-APIA 33 KV

19/01/2015 11:29

19/01/2015 19:30

MUNICIPIOS AFECTADOS

CAUSA

OBSERVACIONES

FUSIBLES QUEMADOS TRAFOS POR DESCARGAS ATMOSFERICAS

Se encontró trasformador 33/132.kv en subestación con fusibles quemados. El reconectador por el lado de baja tensión no disparo, se cambió fusibles y se normaliza servicio en subestación el llano. Se generó una indisponibilidad de 11.6 horas de este transformador.

Zona rural Victoria

FALLA EN CTS

Dispara interruptor VBO30L12 encontrando que la falla se debe a problemas en los CTs en subestación Viterbo. Las subestaciones Pueblo Rico, Guarato y Santa Cecilia quedan indisponibles durante 7.92 horas. Al día siguiente el grupo de mantenimiento de Carlos Ramírez (Contratista) cambio los 3 CTs fallados.

Pueblo Rico, Guarato y Santa Cecilia

INDISPONIBILIDAD SISTEMA ELECTRICO A CAUSA DE SUBESTACIONES Y LINEAS CIRCUITO

FECHA INICIAL

FECHA FINAL

CAUSA

VITERBOBALBOA 33 KV

07/02/2015 19:43

08/02/2015 07:28

FALLA CUCHILLA RECONECTADOR GENERAL

TRAFO 33/13.2 KV GUARINOCITO

14/02/2015 07:05

14/02/2015 13:51

FALLA TRANSFORMAD OR

APAGON GENERAL ZONA MANIZALES

14/02/2015 15:29

15/02/2015 11:37

FALLA SECCIONADOR DE BARRAS TRAFO 115/33 KV

TRAFO 33/13.2 KV IRRA

17/02/2015 08:09

10/04/2015 16:46

FALLA TRANSFORMAD OR

TRAFO 33/13.2 KV LA FELISA

27/03/2015 08:16

16/07/2015 12:00

FALLA TRANSFORMAD OR

DORADAVICTORIA 33 KV

01/04/2015 02:11

01/04/2015 17:23

Mando Interruptor DOR30L23

NORCASIAFLOENCIA 33 KV

06/04/2015 21:52

08/04/2015 18:26

LINEA PRIMARIA REVENTADA

TRAFO 33/13.2 KV SANTA CECILIA

08/04/2015 04:39

08/04/2015 10:40

FUSIBLES QUEMADOS TRAFOS POR DESCARGAS ATMOSFERICAS

SALAMINAARAZAZU 33 KV

10/04/2015 18:16

11/04/2015 11:03

ARBOL SOBRE LA LINEA

TRAFO 115/33 KV LA ROSA

13/04/2015 08:48

13/04/2015 10:48

BORNERA SULFATADA

INSULAMANIZALES 33 KV

15/04/2015 17:36

16/04/2015 10:09

FALLA LINEA

OBSERVACIONES Se presenta evento sobre la línea Viterbo Balboa 33 kV, por guaduas sobre la red entre los apoyos 46 y 48. Se descargaron los circuitos 13.2 kV de la subestación y se dejaron interconectados mientras se efectuó la reparación de la falla. A causa de esta falla la línea Viterbo – balboa 33 kV estuvo indisponible durante 11.73 horas. Adicionalmente se presenta falla en cuchilla y el conector no aprieta, al día siguiente el grupo de Manuel Aguilar repara la falla. Reposición de transformador de potencia de subestación guarinocito pasando de 1MVA a 0,750KVA a causa de alarma persistente y reporte del laboratorio de aceites Se presenta apagón general en las subestaciones mencionadas y del autotransformador en subestación La Enea, a causa de falla en seccionador de línea del campo de alta del transformador 115/33 kV de esta misma subestación. Dicho transformador se deja indisponible hasta el día siguiente, cuando la bahía de alta es normalizada por el campo de transferencia, mientras se realizaban las gestiones pertinentes para la reposición del seccionador fallado. El día 20 de febrero se llevó a cabo el cambio y reposición del seccionador fallado. Se presenta desconexión de las bahías de alta y baja del transformador 33/13.2 kV en subestación Irra; en revisión realizada por personal de Subestaciones declaran fallado dicho transformador. Los circuitos 13.2 kV de subestación Irra se dejan interconectados con las subestaciones Quinchía y Altamar. El 10 de abril se energiza nuevamente dicho transformador después de las actividades de reparación correspondientes. Se requirió sacar de servicio el transformador 33/13.2 kV de la subestación La Felisa por problemas de gases internos. Para lo anterior se alimentó dicha subestación a través del circuito El Tambor de la subestación, La Merced utilizando la línea 33 kV La Merced – la Felisa energizada a 13.2 kV. El transformador se repone el día 16 de Julio Se presenta breaker failure en la barra de 33 kV de la subestación Dorada causado por el interruptor DOR30L23 Perico – Victoria, el cual no operó ante un disparo de sobre corriente direccional 67. Se encontró que en el mando del interruptor en mención las bobinas de disparo estaban quemadas por lo que este quedó indisponible mientras la corrección de la falla; y la carga de Perico fue alimentada por la subestación Victoria. El interruptor tuvo una indisponibilidad de 15.19 horas Línea primaria reventada fase B en finca Alto San Juan, un vuelo de aproximadamente 1000m en Tramo de Red 9855 entre nodos B80341 y 331; tener en cuenta que esta línea tiene mucha inducción, si le ponen tierras portátiles se las quema; demarcaron el área y advirtieron al personal de la Finca no ingresar al área demarcada hasta que La CHEC repare la falla.

Se cambian fusibles quemados en transformador de potencia. Se cambian fusibles quemados en seccionador quedando el servicio normal. fuertes condiciones atmosféricas en el sector

Se presenta una indisponibilidad de la línea Salamina – Aranzazu 33 kV de 16.8 horas por arcos primarios reventados y árbol sobre la red, por lo que mientras se llevaba a cabo la reparación la alimentación de las subestaciones Aranzazu y Filadelfia se debió trasladar hacia la línea Peralonso – Neira 33 kV. Cuando aún no se subsanaba la falla sobre la línea Salamina – Aranzazu 33 kV, se presentó apertura de la línea Peralonso – Neira 33 kV presentándose una nueva desatención de demanda en las subestaciones Aranzazu y Filadelfia, y adicional en la subestación Neira por casi 1 hora, mientras se realizaban las maniobras de normalización de dicha línea de forma local, por falla en la comunicación Se presenta desconexión de uno de los transformadores 115/33 kV de la subestación La Rosa, a causa de bornera sulfatada; generándose una indisponibilidad de 2 horas mientras se realizaban las actividades de reparación13/04/2015 08:48:39 a. m. se cambió aislador de pin fallado en el nodo b25032 de la líneaManizales Ínsula manuela 33 kv, se normaliza la subestación manuela ya que tenía los circuitos 13.2 kv interconectados. INDISPONIBLE INDUSTRIAS IBC y Stepan

MUNICIPIOS AFECTADOS

Balboa, La Celia

Zona rural Dorada

Manizales, Villamaría, Chinchiná, Neira, Herveo,

Neira, Quinchía

La Felisa

Dorada, Norcasia, Florencia, Zona rural Victoria

Florencia

Santa Cecilia

Filadelfia, Aranzazu

Ninguna

Zona rural Manizales, industrias Stepan e IBC

INDISPONIBILIDAD SISTEMA ELECTRICO A CAUSA DE SUBESTACIONES Y LINEAS CIRCUITO

FECHA INICIAL

FECHA FINAL

CAUSA

SALAMINACOLES 33 KV

15/04/2015 19:42

16/04/2015 13:49

FALLA LINEA

TRAFO 33/13.2 KV MARGARITA

03/05/2015 18:58

06/05/2015 10:22

FALLA CUCHILLAS

TRAFO 115/33 KV RIOSUCIO

13/05/2015 17:40

25/11/2015 16:52

FALLA TRANSFORMAD OR

BARRA 115 KV DORADA

01/07/2015 00:48

01/07/2015 01:40

ACTUACION RELE 87B

BARRA 115 KV DORADA

05/07/2015 04:23

05/07/2015 04:45

ACTUACION RELE 87B

MANIZALESCHINCHINA 33 KV

19/08/2015 10:47

19/08/2015 23:16

FALLA CABLE AFLORAMIENTO

TRAFO 33/13. KV CHINCHINA

04/09/2015 00:11

04/09/2015 01:02

SECCIONADOR DE BARRAS CHA30L15

MANZANARESPENSILVANIA 33 KV

18/09/2015 20:56

19/09/2015 12:44

LINEA DE GUARDA REVENTADO

TRAFO 33/13.2 KV CAMPSTRE

28/09/2015 12:30

02/10/2015 15:14

FALLA TRANSFORMAD OR Y CUCHILLAS DE LINEA

TRAFO 33/13.2 KV LAS COLES

22/10/2015 16:53

24/10/2015 11:21

FALLA TRANSFORMAD OR

BARRA 115 KV DORADA

05/11/2015 02:52

05/11/2015 04:37

FALLA SECCIONADOR GUADUERO

NORCASIAFLOENCIA 33 KV

01/11/2015 22:57

02/11/2015 11:23

ARBOL SOBRE LA LINEA

TRAFO 115/33 KV RIOSUCIO

18/12/2015 12:02

FALLA TRANSFORMAD OR

OBSERVACIONES línea de guarda reventada en la vereda alto de las coles nodos b72054 al b72056 la línea queda en el suelo para recoger Se repara falla provisional en cuchillas b2001a quedando indisponibles y puenteadas. se cambia cuchilla partida de la bahía MGT23T11 Se saca fuera de servicio transformador 115/33 kV, a causa de un incremento considerable de gases, fuera de los rangos recomendables de operación, poniendo en riesgo la vida útil del equipo y por ende la prestación del servicio. El transformador es entregado para reparación a la empresa Explorer y la carga que normalmente alimenta dicho transformador fue transferida por el nivel 33 kV del sistema en la zona Noroccidente, presentándose en muchas ocasiones inconvenientes por bajas tensiones, y poca confiabilidad del sistema ante una falla en la zona por el nivel de 33 kV. El transformador es entregado nuevamente para operación el día 25 de Noviembre, después de las reparaciones pertinentes Se abre línea Dorada – Victoria 115 kV y se despeja la barra 115 kV en la subestación Dorada, desconectándose todos los interruptores por 115 kV. Se realiza inspección en la subestación sin encontrarse anomalía. Posteriormente el día 05 de julio se presentaron otros dos eventos similares al mencionado anteriormente, donde nuevamente y en dos ocasiones (al amanecer y en la noche del 05 de Julio) se presentó apertura de todas las bahías 115 kV asociadas a la subestación Dorada, y se despejó la barra 115 kV (es decir, se abrieron todas las bahías asociadas la barra 115 kV); se realizó nuevamente verificación en sitio sin encontrarse anomalía alguna, por lo que se procedió a la normalización efectiva de la subestación Dorada. Después de realizados los análisis pertinentes por parte del equipo de trabajo de Ingeniería de la Operación, se concluyó que estos eventos fueron producto de la actuación de la protección diferencial de barras en el nivel 115 kV. se realiza empalme premoldeado y se realiza prueba de controles de esfuerzo en el afloramiento del circuito se ingresa maniobra sobre la sw m210021 por solicitud de gio, odo tramitada por EfrénSuárez Grupo de reparaciones detectan bajante primaria reventada entre la barra 33 kV y el seccionador de barras de la bahía del circuito Industrial 33 k; para llevar a cabo la reparación fue necesario des energizar por casi una hora la barra 33 kV en la subestación Chinchiná, interconectando los circuitos 13.2 kV de dicha subestación durante el tiempo de des energización de la barra 33 kV. Se repara línea de guarda reventada, por pino que cae sobre la red primaria, entre los apoyos B37011 y B37012. el circuito queda normal a las 11:43 pero por problemas de comunicación se retrasa la normalización de la subestación Pensilvania solo hasta las 12:44 Se presenta falla sobre la línea Rosa - Campestre 33 kV, ya que a la llegada de la línea a la subestación Campestre, se quemaron 2 cuchillas afectando la crucetería y demás herrajes. Se interconectan los circuitos 13.2 kV de la subestación Campestre; y la línea queda indisponible durante 19 horas mientras se culminaba la reparación. De igual manera se encuentra que el trafo 33/13.2 kV está fallado Disparolínea 30L12 pacora las coles y rechaza ensayos fuertes lluvias en la zona se envía a revisión y se normaliza línea con trf de s/e las coles abierta. Se realizan pruebas al trf encontrando este quemado El día 02 de noviembre se presenta apertura simultánea de las bahías de 115 kV asociadas a la subestación, des energizándose completamente la barra 115 kV, a causa de una afectación en la cadena de aisladores de las fases A y B del seccionador de barra en la bahía 115 kV de Guaduero. Para el desmonte y reposición del seccionador fallado se debieron realizar dos nuevos apagones de la barra 115 kV los días 05 y 07 de Noviembre, durante una hora cada día Retiran arboles de le línea que afectaban cable de guarda el cual se recostó al cto Berlín y a la línea 33 nor-flr en b1915 y entre nodos 13,2kv e51162 y 63 a Se presenta vendaval en la zona Noroccidente, durante la cual ocurre desconexión del transformador 115/33 kV de la subestación Riosucio, el cual llevaba 23 días de operación, después de la reparación efectuada. En revisión realizada por personal de Subestación, nuevamente detectan falla sobre el transformador por lo que indican no energizarlo, y nuevamente recurrir a las transferencias de carga por el nivel de 33 kV de la zona. El transformador debe ser entregado

MUNICIPIOS AFECTADOS Zona Rural de Pacora Arauca, Zona rural Risaralda

Riosucio, Supía, Quinchía, La Felisa, El Dorado

Dorada, Norcasia, Florencia, Zona rural Victoria

Ninguna

Chinchiná, Palestina, Zona Rural Santa Rosa

Pensilvania

Dosquebradas

Zona Rural Pacora

Dorada, Norcasia, Florencia, Zona rural Victoria

Florencia

Riosucio, Supía, Quinchía, La Felisa, El Dorado

INDISPONIBILIDAD SISTEMA ELECTRICO A CAUSA DE SUBESTACIONES Y LINEAS CIRCUITO

FECHA INICIAL

FECHA FINAL

CAUSA

En el año 2015 se realizan obras civiles de adecuación de patio y edificio de control de la subestación Dorada conjuntamente con el equipo de mantenimiento edificios. Las actividades realizadas consisten en el suministro de triturado, mantenimiento de rejillas de fosos de transformadores e imbornales, demolición y construcción de viga

OBSERVACIONES nuevamente a la empresa contratista para hacer efectiva la garantía de la reparación. Mientras tanto continúan los inconvenientes por bajas tensiones en la zona Noroccidente CHEC

MUNICIPIOS AFECTADOS

carrilera para cambio rápido de transformador 33/13.2kV, demolición de bases en desuso, retiro de tapas de cámaras, cárcamos en mal estado y fabricación de tapas nuevas, ampliación y cambio de puerta principal, reparación de cárcamos y adecuación de huellas internas vehiculares; en cuanto a las obras presupuestadas y ejecutadas por parte del equipo de mantenimiento de edificaciones se realiza el cambio de equipos de aire acondicionado, el cambio de cubierta, la pintura general, cambio de piso de la sala de operación y la remodelación de baño y cocineta.

Antes

Después

Zona carrilera patio de 33 -115 kV, se adecua sardinel, triturado y se adecua carrilera para cambio rápido de transformador de 33 kV.

Adecuación de cárcamo y tapas de cárcamo en el acceso de la subestación

Otra vista de la adecuación del cárcamo de entrada y se observa el cambio de puerta de acceso

Adecuación de cámaras, cárcamos y tapas de cárcamos

Continuación de huellas vehiculares y suministro de triturado

Vista frontal de la casa de control donde se observa la readecuación de la carrilera para cambio rápido del trafo de 33/13.2 kV, el suministro de triturado y se observa el cambio de cubierta y la pintura de la casa de control

Mantenimiento de rejillas de foso de transformador de 33/13.2kV y suministro de triturado para foso

Ampliación y cambio de puerta en el acceso a la subestación

Foto general del patio de la subestación Dorada

Obras de Adecuación del Patio en la Subestación Armenia y cambio de equipos de patio En el año 2015 se realizan obras civiles de adecuación de patio y las obras civiles para la reposición de equipos en

el patio de 33 y 115 kV de la subestación Armenia conjuntamente con el equipo de mantenimiento edificios. Las actividades realizadas en patio consisten en la demolición de bases en desuso, retiro de tapas de cámaras y cárcamos en mal estado y fabricación

de tapas nuevas, reparación de cámaras en mal estado, reparación de cárcamos y adecuación de huellas internas vehiculares, la construcción de bases para la instalación de extintores frente a transformadores, la reparación de tramos de cerramiento y la pradización de zonas verdes. En cuanto a la obras civiles para la reposición de Antes

equipos se realizó la demolición y construcción de una base para la instalación de un nuevo interruptor en la Bahía 30T11, también se realizó la construcción de 4 bases para MK para reposición ubicadas en el patio de 115 kV en las bahías y la construcción de una base para un PT en la bahía Regivit 115 kV. Después

Construcción de tapas de cárcamos

Demolición y construcción de nueva base para reposición de interruptor Bahía

30T11

Readecuación de tapas de cámaras

Demolición y construcción de tapas para cárcamos

Reparación de cerramiento en mal estado y empradización de zonas verdes

Demolición y construcción de tapas para cárcamos y construcción de bases para MK´s

Construcción de bases para MK´s y adecuación de base existente MK antiguo sellándolo con tapas

Reparación de cerramiento en mal estado

Reparación de cerramiento en mal estado y pradización de zonas verdes

Construcción de bases para extintores frente a transformadores

Pradización de zonas verdes demarcando vía de acceso a patio y limpieza general

El desempeño ambiental de la organización se gestiona desde los procesos de Gestión Obligaciones de Ley y Desempeño Ambiental, enfocados en el trámite de licencias, autorizaciones y permisos ante autoridades, desarrollo de programas relacionados con el cumplimiento de normatividad vigente, seguimiento a los compromisos con diferentes actores, aplicación de estrategias preventivas e integradas en los procesos productos y servicios, para

reducir costos y disminuir impactos ambientales, facilitando las decisiones de las áreas con respecto al desempeño ambiental de la organización mediante la selección de procedimientos aplicables a las actividades diarias donde se identifiquen aspectos ambientales, reduciendo así los impactos ambientales negativos, utilizando nuevas tecnologías y optimizando los recursos dentro de las posibilidades de la organización. Gracias a los cambios que se dieron en la estructura organizacional a finales de 2014, durante el año 2015 se

incrementaron las acciones desde Gestión ambiental para el negocio de Transmisión y Distribución. A continuación las principales actividades e iniciativas desarrolladas:

MÓDULO SUSTANCIAS PELIGROSAS Se realizaron cambios en la base de datos JD Edwards para la implementación el Módulo de Sustancias Peligrosas, identificación y asignación de responsabilidades, información a suministrar de acuerdo a los estados en los que se encuentre el equipo (uso, desuso o desecho). Se realizó el cargue del periodo de 2014 al Inventario Nacional de PCB administrado por el IDEAM. Con base en este reporte se realizaron correcciones, actualizaciones, complementación de información y validación de la misma de acuerdo a los nuevos requerimientos exigidos en la normativa ambiental vigente. APLICATIVO IDSOS (Indicadores de sostenibilidad) Se cargó información sobre consumo de agua, consumo de energía, generación de residuos, iniciativas ambientales, fortalecimiento de la cultura y contingencias ambientales, correspondiente al periodo enero – diciembre de 2015 de todas las instalaciones asociadas al negocio. SOFTWARE FORESTAL

DE

CARACTERIZACIÓN

La información de caracterizaciones forestales se creó como una nueva

capa en el aplicativo corporativo de visualización y consulta de información geográfica MapGuide. La información se puede visualizar en dicho aplicativo activando la capa correspondiente y entregando de manera inmediata información referente al elemento de la vegetación seleccionada, tal como: tipo de vegetación, altura de la vegetación (rango), actividad recomendada a realizar, tramo y nodos de red a los cuales está asociado dicho elemento. ORDEN Y ASEO Se realizaron grupos focales con apoyo de Cambio y cultura, con el fin de identificar las razones por las cuales se tienen casos de almacenamiento inadecuado de residuos ordinarios y especiales en subestaciones y bodegas del negocio de TyD. A las reuniones asistió personal de almacenes, mantenimiento de distribución, subestaciones y líneas, mantenimiento de edificios, servicios generales, entre otros, quienes realizan diferentes actividades en instalaciones de la empresa. A partir de las observaciones y resultados de los grupos focales, se plantearán alternativas de mejoramiento para el año 2016. DERRAMES Se realizó la compra de elementos para la atención de derrames de hidrocarburos. Este material se entrega en kits especiales para diferentes grupos de mantenimiento e instalaciones del negocio de Transmisión y Distribución, dependiendo de los productos

manipulados, facilidad en transporte.

garantizando mayor su manipulación y

etiquetado y almacenamiento temporal en la bodega de PCB. CAPACITACIONES

RIESGO QUÍMICO Durante 2015 se dio continuidad a la mesa de riesgo químico conformada por personal de gestión ambiental, seguridad y salud en el trabajo y un asesor de la ARL. Partiendo del Plan de contingencias y el programa de manejo seguro de productos químicos elaborados en 2014, se dio inicio a las inspecciones de campo para actualizar inventario de productos químicos y residuos peligrosos. A partir de la información recolectada en campo se actualizaron hojas de seguridad, se realizó el diseño y compra de etiquetas y, con apoyo de un practicante universitario, se desarrolló una herramienta para creación de matrices de compatibilidad. GESTIÓN DE PCB Se logró la actualización del 100% de base de datos de equipos con aceite dieléctrico, que son potenciales contenedores de PCB, gestionando información de resultados de laboratorio semicuantitativos emitidos por el Laboratorio de Aceites de CHEC y cuantitativos por medio del contrato con la Universidad Industrial de Santander - UIS, identificación, almacenamiento, etiquetado y eliminado de los equipos contaminados. Una vez identificado por medio de análisis cuantitativo los transformadores con contenido de PCB, se procede a realizar su

A partir de visitas de campo y solicitudes de diferentes procesos se dictaron capacitaciones específicas para el personal que represente, por sus actividades diarias, algún impacto ambiental significativo. Los temas tratados fueron: • Lineamiento ambiental de CHEC • Riesgos o impactos ambientales • Normatividad vigente • Formatos, indicadores y procedimientos del proceso de Gestión Ambiental • Desempeño ambiental de la organización y la participación de cada trabajador en el mejoramiento continuo. • Gestión forestal. • Acompañamiento a la gestión social del negocio. Además se diseñaron y publicaron estrategias de comunicación para fortalecer conocimientos en temas ambientales.

Para realizar una buena administración de los recursos financieros es necesario conocer las inversiones y dar un buen cumplimiento al presupuesto aprobado por la junta directiva de la empresa, para ello la subgerencia de subestaciones y líneas para el año 2015 ha obtenido un cumplimiento del 95%, demostrando el compromiso de los equipos de trabajo en tener un sistema en óptimas condiciones, aportando así a la sostenibilidad del negocio garantizando la disponibilidad y

confiabilidad criterios de

de los activos con eficiencia, eficacia y

INICIATIVA DE INVERSION

efectividad.

PTO. APROBADO 2015

SUBGERENCIA SUBESTACIONES Y LINEAS PT-DI-03-23-003 MEDIDA EN SUBESTACIONES PT-DI-03-23-004 CONST. LINEA 33 KV BELALCAZAR- LA VIRGINIA PT-DI-03-23-005 COMPRA ACTIVOS S/E MARQUETALIA PT-DI-03-23-006 EXPANSION S/E LA VIRGINIA 33/ 13,2 Kv PT-DI-03-24-001 CONEXION AL STN S/E ARMENIA PT-DI-03-26-001 CONST.LINEA 33 KV ROSA-BOSQUES PT-DI-07-04-001 AUTOMATIZACION S/E ANSERMA PT-DI-07-09-001 AUTOMATIZACION S/E HERMOSA PT-DI-08-21-001 ADQ. TRAFOS DE POTENCIAS PT-DI-08-21-003 ADQU. PLANTAS DE EMERGENCIA PT-DI-08-21-004 ADQUI. SECCIONADORES 33-115 KV PT-DI-08-21-005 ADQUISICION BANCO BATERIAS PT-DI-08-21-006 ADQUISICION CELDAS METALCLAD PT-DI-08-21-007 ADQUISICION INTERRUPTORES PT-DI-08-21-008 ADQUISICION INVERSORES PT-DI-08-21-010 ADQUISICION RECTIFICADORES PT-DI-08-21-011 OBRAS CIVILES EN SUBESTACIONES PT-DI-08-21-017 ADQUI. TRAFOS DE MEDIDA CTS - PTS 33 Y 115 KV PT-DI-08-21-018 REPOSICION LINEA PERICO-VICTORIA 33 KV PT-DI-08-21-020 ADQUISICION DE DPS PT-DI-08-21-021 REPOSICIÓN DE EQUIPOS DE SERVICIOS AUXILIARES PT-DI-08-22-001 ADQUISICION EQUIPOS PT-DI-08-28-001 MANO DE OBRA PARA PUESTA EN SERVICIO EQUIPOS PT-DI-08-29-001 ACCESORIOS PARA PUESTA EN SERVICIO EQUIPOS PT-DI-08-21-013 RECONSTRUCCION TRAFOS DE POTENCIA

Dentro de la subgerencia de subestaciones y líneas para dar cumplimiento con uno de los objetivos estratégicos “Optimizar procesos” resalta dentro de sus compromisos el análisis de los costos asociados a las actividades ejecutadas por los grupos de trabajo, para ello tiene en cuenta los costos de mano de obra, costos de materiales, entre otros, proporcionando así una fuente de información necesaria para el planeamiento, estudio de alternativas y toma de decisiones o medidas que eviten la actuación negativa de los factores que generan desviaciones entre los costos reales y los planeados.

7,265,404,590 196,484,687 691,514,470 200,000,000 250,000,000 278,933,711 100,000,000 518,434,409 318,695,329 514,028,975 56,347,200 367,490,619 130,625,280 912,847,241 266,547,291 13,238,496 109,392,000 1,085,164,853 337,124,771 70,000,000 52,012,800 229,000,000 317,522,458 150,000,000 100,000,000 0

EJECUTADO 2015 6,887,842,481 164,853,524 1,231,062,445 0 0 343,670,836 369,985,441 675,647,780 1,020,275,245 501,410,000 59,400,001 0 328,774,962 0 423,963,850 12,296,000 0 10,401,940 17,174,998 181,720,800 0 0 612,397,718 113,445,464 0 821,361,476

VARIACION -377,562,109 -31,631,163 539,547,975 -200,000,000 -250,000,000 64,737,125 269,985,441 157,213,371 701,579,916 -12,618,975 3,052,801 -367,490,619 198,149,682 -912,847,241 157,416,559 -942,496 -109,392,000 -1,074,762,913 -319,949,773 111,720,800 -52,012,800 -229,000,000 294,875,260 -36,554,536 -100,000,000 821,361,476

% CUMPLIMIENTO 95% 84% 178% 0% 0% 123% 370% 130% 320% 98% 105% 0% 252% 0% 159% 93% 0% 1% 5% 260% 0% 0% 193% 76% 0%

Así mismo posibilita medir el comportamiento sobre la eficiencia y la eficacia del área y ofrece información para el control administrativo encaminando siempre en obtener mejores resultados a todos los grupos de interés. Para el año 2015, la subgerencia de subestaciones y líneas ha obtenido un cumplimiento del 74% del presupuesto aprobado para las cuentas de costos y gastos, así:

CUENTA CONTABLE

CONCEPTO

PRESUPUESTO APROBADO

EJECUCION 2015

VARIACION

CUMPLIMIENTO

5 669 890 540

4 176 642 632

-1 493 247 908

74%

548 291 421

319 719 079

(228 572 342)

58%

0233.151808.01010101

Inventariable

0233.151807.01010101

Repuestos

83 457 166

90 313 453

6 856 287

108%

0233.165511.02010101

Equipos y Herramientas

12 268 413

24 229 114

11 960 701

197%

0233.197009.02010101

Servidumbres

300 000 000

56 127 650

(243 872 350)

19%

02337500.754001.01010101 Mantenimiento de Construcciones y Edif

206 442 522

381 480 073

175 037 551

185%

02337500.754002.01010101 Mantenimiento maquinaria y equipo

163 669 998

99 511 621

(64 158 377)

61%

02337500.754010.01010101 Reparación maquinaria y equipo

108 006 601

34 210 209

(73 796 392)

32%

02337500.754006.01010101 Mantenimiento terrenos

150 000 000

-

(150 000 000)

0%

2 388 474 318

1 814 250 869

(574 223 449)

76%

665 609 560

376 817 776

(288 791 784)

57%

02337500.754204.01010101 Avalúos

10 000 000

5 985 790

(4 014 210)

60%

02337500.754290.01010102 Honorarios

68 568 000

61 479 011

(7 088 989)

90%

138 000 000

254 239 355

116 239 355

184%

8 000 000

10 464 218

2 464 218

131%

02337500.755007.01010101 EF Elementos y accesorios energía

256 048 798

186 418 678

(69 630 120)

73%

02337500.755013.01010101 Otros elementos y materiales

209 053 742

96 032 176

(113 021 566)

46%

02337500.755015.01010101 Costos de gestión ambiental

300 000 000

310 186 110

10 186 110

103%

50 000 000

18 988 800

(31 011 200)

38%

4 000 000

2 113 762

(1 886 238)

53%

33 030 889

33 030 889

1 044 000

1 044 000

02337500.754007.01010101 Mantenimiento Líneas Redes y Ductos 02337500.754008.01010101 Mantenimiento de Plantas

02337500.754208.01010101 Diseños y Estudios 02337500.755005.01010101 Materiales construcción

02337500.580890.01010103 Indemnizaciones 02337500.757003.01010101 Servicio de Restaurante 02337500.751036.01010101 Seguridad Industrial 02337500.751024.01010101 Impresos y publicaciones

A continuación se muestra los costos asociados al equipo de trabajo

COSTOS MANO DE OBRA MATERIALES VIATICOS TRANSPORTE COMBUSTIBLE VEHICULOS TOTAL COSTOS 2015

mantenimiento de subestaciones para el año 2015:

2015 COP MILLONES 397 367 756,94 461 756 785,18 177 735 373,00 52 156 710,00 21 640 000,00 1 110 656 625,12

En el año 2015, la actividad regulatoria se concentró principalmente en tomar medidas para afrontar los eventos que podrían poner en riesgo la confiabilidad del sistema eléctrico, pues el fenómeno de El Niño se ha prolongado más de lo previsto y su severidad ha superado ampliamente lo inicialmente anticipado, reduciendo de forma considerable los aportes hídricos al sistema y aumentando la necesidad de contar de forma confiable con generación térmica para satisfacer adecuadamente una mayor demanda de electricidad por parte del Sistema Interconectado Nacional. A esta situación, se ha sumado una serie de factores que la ha agudizado: la caída del precio de algunos derivados del petróleo se ha reflejado en una caída sustancial y acelerada del precio de escasez; el cierre de la frontera con la República Bolivariana de Venezuela ha puesto presión sobre la cadena logística de suministro de combustibles líquidos, elevando los costos de transporte asociados; la cantidad disponible de gas natural para generación eléctrica ha disminuido a causa de la declinación de los campos de producción. Tanto la

coyuntura climática como los factores agravantes arriba mencionados han afectado los costos de la prestación del servicio de energía eléctrica y ponen en riesgo la disponibilidad de energía para abastecer la demanda en forma continua. Así mismo, se definen la actualización de los costos anuales por el uso de los activos en los sistemas de Distribución y Transmisión de CHEC. De igual manera se siguió trabajando en la resolución CREG 038 de 2014 – Código de Medida

Resoluciones vigentes a enero de 2016 RETIE Resolución CREG 025 de 1995 (Código de Redes) Resolución CREG 097 de 2008 (Calidad del servicio de Energía) Resolución CREG 094 de 2012 (Calidad del servicio STR) Resolución CREG 065 de 2000 (Consignaciones Nacionales) Resolución 3673 de 2009 (Trabajo en Alturas) Resolución 1348 (Reglamento Salud Ocupacional)

dentro de sus estrategias fortalecer las capacidades y habilidades de su personal para ser referentes en el desarrollo de proyectos.

La gestión desarrollada a través del área de proyectos es de vital importancia dentro de la dinámica de la empresa y de la región dado que permite fortalecer territorios sostenibles mediante el desarrollo de proyectos de infraestructura para atender el crecimiento de la demanda que apalanque el crecimiento socio económico de las regiones en las cuales CHEC tiene presencia. Adicionalmente el grupo EPM tiene

Con la ejecución de los proyectos se apalanca el objetivo estratégico del grupo: “Fortalecer la gestión de proyectos” el cual busca implementar una disciplina para la gestión de proyectos homogénea para todos los negocios/geografías, que aumente la probabilidad de cumplimiento en costo, calidad, tiempo y alcance.

METAS-RETOS ESTABLECIDOS EN 2014 PARA 2015

Dar inicio a la ejecución de los proyectos del plan de expansión del sistema en especial las ampliaciones de conexión al STN estimadas en COP 70.000 millones. 



 

Ampliación de 90 MVA 230/115 kV en la subestación Esmeralda y su línea asociada de 115 kV Ampliación de 150 MVA 230/115 kV en la subestación la Hermosa y líneas asociadas de 115 kV Ampliación de 150 MVA 230/115 kV en la subestación la Enea Reconfiguración doble circuito Esmeralda-Rosa 115 kV (2 x EsmeraldaHermosa 115 kV + 2 x Hermosa-Rosa 115 kV)

LOGROS 2015

Finalización de la etapa de planeación de la ejecución e inicio de la ejecución de los proyectos definidos en el plan de expansión CHEC y aprobados por la UPME, con presupuesto aprobado por junta directiva por valor de COP 74.721 millones.   

 

Ampliación de 90 MVA 230/115 kV en la subestación Esmeralda 115 kV Ampliación de 150 MVA 230/115 kV en la subestación la Hermosa Reconfiguración doble circuito Esmeralda-Rosa 115 kV (2 x EsmeraldaHermosa 115 kV + 2 x Hermosa-Rosa 115 kV) Ampliación de 150 MVA 230/115 kV en la subestación la Enea Normalización de la subestación Manzanares 115 kV”

Se obtuvo un avance del 15% en meta física, reflejado en las siguientes actividades: - Consolidación del equipo de trabajo.

Normalización de la subestación Manzanares 115 kV”

Ejecutar las compras conjuntas con alcance de grupo para sus filiales de energía en Colombia de los siguientes grupos de materiales, compras estimadas en COP 23.600 millones.  Postes metálicos  DPS (pararrayos)  Seccionadores y cortacircuitos

-

Contratación de diseños, estudios eléctricos y ambientales de las subestaciones y la línea. Inicio de socialización con autoridades ambientales y grupos de interés. Se llevaron a cabo 3 procesos de compra conjunta liderados por CHEC para adquirir Postes Metálicos, DPS, Seccionadores y cortacircuitos, que permitieron la celebración de contratos que garantizaron el abastecimiento oportuno para los diferentes proyectos y actividades de los negocios del grupo EPM en sus filiales de energía nacionales. De estos procesos de compra se obtuvieron ahorros significativos para cada uno de los grupos de materiales, se relacionan a continuación: 

Postes Metálicos : COP 774 309 762  Protecciones (Seccionadores y Cortacircuitos) : COP 58 368 729 Se ejecutó el plan de compras con 25 procesos de contratación por valor aproximado de COP 12 798 910 498, estos procesos de compra Ejecutar el plan de compras de garantizaron el abastecimiento oportuno para los materiales y equipos requeridos diferentes proyectos y actividades de los por los negocios para sus procesos negocios de CHEC. y proyectos por valor estimado de COP 10.000 millones. Se realizó la gestión de interventoría técnica, financiera y administrativa a los 34 contratos derivados del plan de compras, garantizando calidad técnica de los bienes adquiridos. Participación constante y comprometida del CET de CHEC en el proceso de estandarización y normalización de materiales, equipos y la unificación de las normas de diseño y construcción con alcance de grupo EPM. Continuar aportando en el proceso de estandarización y normalización Durante el proceso de estandarización y de los materiales y equipos y la normalización se han puesto a consideración de unificación de las normas de las partes interesadas (proveedores, diseño y construcción con alcance comercializadores, fabricantes, usuarios, de grupo EPM. gremios, etc.) los diferentes documentos en las páginas web de EPM y sus filiales de energía nacionales. Se estandarizaron y normalizaron 37 manuales de materiales y equipos.

Este proceso de estandarización, normalización y unificación facilita la ejecución de compras conjuntas, logrando los beneficios en términos de calidad, costo y productividad. Desde EPM se definió que CHEC presentara la oferta a la convocatoria pública UPME ENEA 230kV, para lo cual se conformó un equipo paralelo en EPM y CHEC con profesionales de diferentes Área en busca de presentar una oferta competitiva que hiciera a CHEC ganador.

Presentar oferta a la Convocatoria UPME Enea 230Kv

Implementación sistema de gestión de activos

Plan de gestión de activos no operativos (seguimiento al indicador FUA: Factor de Utilización de Activos)

Implementación de acciones tempranas de Gestión de activos (Gestión de inmovilizados y baja rotación)

Se diseñó como estrategia, trabajar con un Aliado estratégico que coadyuvara en la preparación de una oferta competitiva para lograr ser adjudicatario de dicha convocatoria, el aliado seleccionado es la firma SIEMENS. Se cuenta con la versión inicial de oferta de SIEMENS, Opex, cronograma de proyecto, plan de calidad, documentos de formato UPME establecidos, agregando que los anteriores documentos deberán ajustarse una vez se publique por parte de UPME la convocatoria. Como resultado del avance del proyecto de gestión de activos del programa grupo EPM sin fronteras, en el año se lograron los siguientes avances : - Aprobación de política y lineamientos de gestión de activos - Diagnóstico del nivel de madurez en gestión de activos de la organización Hojas de ruta para la implementación del sistema de gestión de activos Durante el año 2015 el FUA pasó del 98,83 % al 99,04 % en el tercer trimestre. Iniciamos el año teniendo COP 10.000 millones en activos no productivos, se identificaron y clasificaron permitiendo generar planes de instalación y reclasificación de 2,5 mil millones correspondientes al 25%.

En un trabajo conjunto del negocio T&D, cadena de suministro y Gestión de activos se evaluaron los materiales de la bodega central que correspondían al 80% del valor total del inventario obteniendo los siguientes resultados: 1. Compromisos de instalación de materiales en los siguientes dos años por

un valor de COP 5,944 millones 2. Identificación de materiales obsoletos para dar de baja por un valor COP 2,229 millones Identificación y reclasificación de materiales como inmovilizados necesarios por un valor de COP 639 millones Implementación de metodología de análisis de criticidad de activos y ajuste de planes de mantenimiento de acuerdo al análisis de criticidad teniendo como objetivo la optimización de los costos AOM y la reducción del pago de compensaciones de acuerdo a la resolución CREG 097. Implementación de acciones tempranas de Gestión de activos (Acompañamiento y participación en productividad en el campo)

Implementación de metodología de análisis de causa raíz y realización de análisis de causa raíz a 15 circuitos de distribución de energía, se generó plan de acción para cada uno de ellos para corregir las anomalías encontradas; la implementación traerá como como beneficio la disminución de eventos no programados en un 5% en el total de eventos de CHEC, redundando en ahorros y optimización del personal. 1. Comisionamiento Proyectos Tipo P: Para los actuales proyectos (Subestación Enea, Manzanares, Esmeralda y Hermosa), se conformó un equipo de Comisionamiento liderado desde planeación, se realizó jornada de trabajo con todos stakeholder de los negocios y algunas áreas de apoyo para levantar requerimiento para estos proyectos y que estos fueran atendidos en las diferentes fases del proyecto.

Creación de proceso de comisionamiento

2. Comisionamiento Distribución: Desde el proyecto de productividad en campo salió una oportunidad de mejora para Comisionamiento a nivel de Distribución, para lo cual la solución fue crear un RIC de Comisionamiento centralizado y otro a nivel de las regiones donde participan profesional de cada uno de los equipos de trabajo de la subgerencia de Distribución, haciendo participe al CET, Gestión de activos y Gestión Operativa. El objetivo es mejorar los canales de comunicación entre todos los equipos de trabajo que intervienen el sistema

METAS-RETOS 2016

Para los proyectos del STR lograr un avance acumulado del 43% en meta física y una ejecución presupuestal de COP 5 495 millones, representado en los siguientes hitos : -

Ejecución de los diseños de subestaciones y de la línea de transmisión. - Inicio procesos de contratación de materiales y equipos para los proyectos de subestaciones y líneas por valor estimado de COP 36 387 millones. - Elaboración de Estudio de impacto ambiental relacionado con la reconfiguración de la línea de transmisión esmeralda – rosa en esmeralda-hermosa-rosa 115kV. - Radicación de Estudio de impacto ambiental ante la corporación competente. Socialización con la comunidad de los proyectos a ejecutar (incluye resultado de estudios ambientales). Presentar la oferta para ser seleccionado como inversionista de la convocatoria pública UPME del proyecto Enea 230 kV. Inicio de la implementación de Hoja de Ruta de gestión de activos. a. Conformación de equipos líderes de trabajo para priorización de acciones de acuerdo a sus beneficios y evaluación. b. Metodología y realización de análisis de fallas en los activos c. Metodología y realización de análisis de criticidad de activos d. Ejecución de estrategias de gestión de activos (Costos del ciclo de vida del activo, confiabilidad, seguridad, calidad, producción) e. Ejecutar ejercicios de toma de decisiones en gestión de activos f. Metodología e implementación de planes de mantenimiento en base a requerimientos de la ISO 55000. Continuar aportando en el proceso de estandarización y normalización de los materiales y equipos y la unificación de las normas de diseño y construcción con alcance de grupo EPM. Ejecutar el plan de compras de materiales y equipos requeridos por los diferentes proyectos y actividades de los negocios de CHEC, garantizandoel abastecimiento con calidad y oportunidad, por un valor total estimado de 12,000 millones de pesos.

Los proyectos que actualmente se están ejecutando en CHEC se hacen bajo la guía de dirección de proyectos que recomienda buenas prácticas en la aplicación de conocimientos, habilidades, herramientas y técnicas a las actividades del proyecto, mediante la aplicación e integración de 5 grupos de procesos: iniciación, planificación, ejecución, seguimiento – control y cierre. En CHEC es utilizada la metodología para el análisis de riesgos establecida por EPM para el grupo empresarial, en el cual para cada riesgo identificado se evalúa el objeto de impacto relevante clasificado en tiempo, personas, reputación, ambiente, información y calidad. La gestión de riesgos en proyectos se realiza con el jefe de área, directores de proyectos, interventores y demás personas involucradas en los proyectos contando con el apoyo del profesional de riesgos del Área de Finanzas de CHEC.

Durante el año 2015 el Equipo de proyectos de infraestructura y mejora operacional finaliza la planeación para la ejecución de los proyectos aprobados por la UPME en el plan de expansión de CHEC. La planeación inició en el 2014 con un grupo interdisciplinario de profesionales de Empresas Públicas de Medellín y sus empresas filiales nacionales de distribución- transmisión de energía, con el propósito de integrar las buenas prácticas. Dentro de esta etapa se realizó el análisis de la modalidad de ejecución que se implementaría, el análisis tuvo en cuenta las experiencias de ejecución de proyectos realizados en CHEC y en las filiales de energía del grupo. La conclusión del análisis arrojó que los proyectos se desarrollarían por etapas, donde los diseños, las adquisiciones y las construcciones del proyecto se producen en secuencia y por diferentes ejecutores. La planeación de la ejecución tuvo como insumo principal las ingenierías conceptuales1 realizadas en 2014 en las 1

Esta etapa de la ingeniería de un proyecto busca: Minimizar los riesgos de sobrecostos con respecto a las UC valoradas, la Identificación de tiempos y cronogramas para el desarrollo de los proyectos. La Definición de especificaciones técnicas generales para la contratación de las obras y el suministro de equipos

cuales permiten obtener un estimativo inicial de los recursos necesarios para la ejecución de los proyectos, los riesgos y las alertas tempranas que deben ser tenidas en cuenta para la planeación. También permite tener presupuestos más acercados a los estándares de mercado actual lo que permite contar con herramientas para la toma de decisiones que se adapten mejor al entorno en que se desarrollaran los proyectos. La planeación de los proyectos se realizó bajo metodología estándar para la gestión y el gerenciamiento de proyectos PMI, lo que garantiza una ejecución ordenada y eficiente, dimensionando riesgos asociados al costo, tiempo, calidad y a las dimensiones ambientales, sociales, y prediales asociadas con la naturaleza misma del proyecto, estableciendo controles para su gestión.

estándares de grupo, se elaboraron los planes generales de los proyectos, los cuales tienen como propósito indicar la dirección del proyecto, la forma de controlar las actividades y procurar el cumplimiento de objetivos del proyecto, así mismo, servirá de apoyo al líder del proyecto en la planificación, ejecución y evaluación del progreso de actividades, así como en la administración y asignación de recursos. Los mismos contienen planes subsidiarios que permiten definir las actividades y los controles en diferentes aspectos como calidad, comunicaciones, adquisiciones y presupuesto. Con la finalización de la etapa de planeación se procede a iniciar la ejecución de los siguientes proyectos el 01 de julio de 2015: Tercer autotransformador trifásico 230/115/13,8 kV de 90 MVA en subestación Esmeralda:

Como resultado de la metodología aplicada y utilizando los lineamientos y

Fecha de Puesta en Operación

Descripción

•

• • 2018 •

Instalación de transformador 90 MVA 230/115 kV en Esmeralda ISA. Bahía de línea 115 kV Esmeralda CHEC. Bahía de transformación 230kV y ampliación terreno y barraje Esmeralda ISA. Adecuación de la conexión del transformador entre Esmeralda ISA – Esmeralda CHEC

CAPEX aprox. (millones)

$16.146

Fecha de Puesta en Operación

• 2018

Fecha de Puesta en Operación

• • •

Instalación segundo Banco de autotransformadores 3x50 MVA 230/115 KV 1 Bahía Banco Autotransformadores 230 kV. 1 Bahía de llegada autotransformador 115. 4 bahías de línea 115 kV

Descripción

• 2018

CAPEX aprox. (millones)

Descripción

• •

Reconfiguración de la Línea en doble circuito Esmeralda – La Rosa 115 kv, en: Doble circuito Esmeralda - la Hermosa 115 kV. Doble circuito Hermosa – La Rosa 115 kV

$ 22.554

CAPEX aprox. (millones)

$

17.841

Fecha de Puesta en Operación

Descripción

• 2018

Fecha de Puesta en Operación

• •

Instalación segundo Banco de autotransformadores 3x50 MVA 230/115 KV. Bahía Banco Autotransformadores 230 kV. Bahía de llegada autotransformador 115 kV.

Descripción

• 2018

• • •

Instalación Pórticos y Barras principal y transferencia de 115kV. 2 Bahías de Línea 115kV. 1 Bahía de Transformación 115/33kV. 1 Bahía Transferencia 115kV.

CAPEX aprox. (millones)

$ 21.785

CAPEX aprox. (millones)

$ 12.104

El Aporte de los proyectos a la empresa se refleja mediante los siguientes

indicadores:

Ingresos:

Año

Ingresos T&D CHEC [COP millones] STR Ingresos proyectos STR Sin Obras Con Obras

2018

49,178

49,412

233

2020

52,24

58,431

6,191

2022

55,53

62,111

6,581

2024

59,025

66,02

6,995

2026

62,742

70,178

7,436

Los proyectos en mención perciben ingresos adicionales durante su periodo de vida regulatoria el cual es de 30 años. Estos proyectos representan ingresos adicionales para la empresa en promedio de COP 6 700 millones anuales a partir de su entrada en operación.

potencia máxima a transportar en el caso de líneas, impacta su área de influencia, ya que al incrementar dichas capacidades en las subestaciones objeto del respectivo proyecto y para el caso de contingencia simple de los elementos del sistema evaluado, se analiza el efecto que tendrían en cuanto a la Demanda No Atendida (DNA), donde un valor de 0 indica que el proyecto da continuidad del servicio a los usuarios atendidos a nivel de STR, evitando con ello la ausencia del servicio, producto de fallas en la infraestructura del sistema.

Indicador Potencia Disponible: Tiene por objeto mostrar cómo cada proyecto, acorde con la capacidad de potencia a instalar en el caso de transformadores y la capacidad de

Nombre del Indicador Potencia Disponible Esmeralda

Antes del Proyecto

Después del Proyecto

Resultado del Indicador

Resultado en %

–

180 MVA

270 MVA

1,5

150%

Potencia Disponible – Enea

150 MVA

300 MVA

2

200%

DNA en Contingencia

Consecuencia

Se garantiza la atención de la 0 DNA demanda y la continuidad del servicio Se garantiza la atención de la 0 DNA demanda y la continuidad del servicio

Potencia Disponible Manzanares

–

105 MVA

210 MVA

2

200%

Potencia Disponible Hermosa

–

150 MVA

300 MVA

2

200%

Potencia Disponible – Reconfiguración

105 MVA

210 MVA

2

200%

Indicador Disminución de Pérdidas Técnicas Tiene por objeto dar un indicativo de la bondad que los proyectos en conjunto brindan al sistema, ya que con su

Año 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Se garantiza la atención de la 0 DNA demanda y la continuidad del servicio Se garantiza la atención de la 0 DNA demanda y la continuidad del servicio Se garantiza la atención de la 0 DNA demanda y la continuidad del servicio

implementación se espera una reducción en las pérdidas técnicas en el sistema. El valor esperado de reducción, a nivel de STR, es el siguiente:

Pérdida de Energía [GWh-año] STR Diferencia Sin Obras Con Obras [GWh-año] 43,52 40,21 3,31 44,99 41,22 3,77 48,04 44,41 3,63 51,08 47,61 3,47 54,12 50,8 3,32 57,51 54,12 3,39 60,91 57,44 3,47 64,3 60,76 3,54 67,69 64,08 3,61

Promedio

3,50

Fuente: Informe FINDETER

Lo anterior, resalta la bondad que significa la disminución en las pérdidas, en relación con las emisiones de GEI (gases de efecto invernadero) indirectas asociadas al transporte y distribución de energía por redes.

en el alcance 2 del protocolo de GEI; partiendo de lo anterior, CHEC reconoce el impacto que genera el Cambio climático y consciente de su responsabilidad en la mitigación de los efectos de la misma procura reducir las pérdidas técnicas de energía.

Las emisiones indirectas de GEI asociadas a la electricidad, se definen

Los beneficios por disminución de GEI se valoran a partir de Las emisiones

indirectas asociadas a las pérdidas de energía por transporte y distribución de energía en todo el sistema CHEC, las Actividad Pérdidas proyectos

técnicas

sin

Pérdidas proyectos

técnicas

con

cuales se indican a continuación, teniendo presente que no consideran las pérdidas no técnicas.

Cantidad [MWh /año]

tonCO2e/año

66 120

12695

62 620

12023

Fuente: Informe FINDETER

Los proyectos representan en promedio una reducción de 3,5 GWh/año, los cuales contribuyen a disminuir las pérdidas técnicas, y que se traduce en una reducción en las emisiones de GEI de 5,6% por la puesta en operación de los proyectos. Igualmente este indicador tiene otra ventaja importante, en cuanto a la disminución de requerimientos de generación de energía eléctrica, al disminuir en 3,5 GWh/año la importación desde las redes del SIN o de generación interna.





Beneficios grupos de interés Acorde con nuestros Grupos de Interés, a continuación se relacionan los impactos que se generarán en cada uno de ellos 



Dueños: con la ejecución de los proyectos se apalanca la sostenibilidad económica, social y ambiental; incrementando el valor de empresa. Proveedores y contratistas: para la ejecución de los proyectos, se adquirirán insumos y mano de obra para su realización, con lo cual se sigue construyendo y manteniendo



relaciones de confianza y mutuo beneficio. Clientes: con la ejecución de los proyectos se están mejorando los niveles de confiabilidad del servicio, además que se garantiza la atención de la demanda, con lo cual, brindamos un producto y un servicio con calidad que satisfaga sus necesidades y contribuya a su crecimiento y desarrollo. Comunidad: con la ejecución de las obras se fomenta el desarrollo económico, social y ambiental de las comunidades impactadas en un marco de corresponsabilidad. Gente CHEC – EPM (trabajadores): Permite el desarrollo de actividades y competencia en el desarrollo de proyectos de infraestructura para el personal involucrado en la gestión integral de los proyectos.

Proyecto Purnio Proyecto aprobado por la UPME para mitigar el riesgo de suspensión del servicio ante la ocurrencia de una falla en el Sistema de Transmisión Regional que suministra energía a las regiones

oriente de Caldas, noroccidente de Cundinamarca y norte del departamento del Tolima. El proyecto consistió en conectar el Sistema de Transmisión Regional en subestación Dorada 115 kV al Sistema de Transmisión Nacional en

El alcance del proyecto a cargo de CHEC comprendió el diseño, suministro, construcción, montaje, pruebas, puesta en servicio y pruebas de operación comercial de la subestación de transformación Purnio 150 MVA, 230/115 kV, en configuración barra sencilla más bypass y de la línea Purnio - Dorada 115 kV de 5,78 km de longitud con sus bahías asociadas. El alcance del proyecto a cargo de INTERCOLOMBIA comprendió el diseño, suministro, construcción, montaje pruebas, y puesta en servicio de una bahía convencional de

subestación Purnio 230 kV mediante la construcción de una bahía de conexión a 230 kV, una subestación con transformación de 150 MVA, 230/115 kV, y una línea de transmisión a 115 kV en circuito sencillo de 5,78 km entre las subestaciones Purnio y Dorada con sus bahías de conexión asociadas.

transformador doble barra más transferencia de 230 kV para la conexión al STN. El pasado 22 de febrero de 2015, luego de 27 meses de ejecución contractual, se realizó la puesta en servicio del proyecto Purnio, el cual demandó una inversión de COP 22,700 millones. Esta nueva inversión le generará a CHEC ingresos anuales por un valor de COP 2,354 millones. Las obras del proyecto Purnio se localizan en las áreas urbana y rural del municipio de La Dorada, departamento de Caldas.

En la situación anterior, sin proyecto, se disponía de una sola línea de alimentación a 115 kV para atender la demanda asociada a la subestación Dorada; y ante una falla en la misma se ocasionaba una suspensión del servicio de energía en el oriente de Caldas y en el noroccidente de Cundinamarca hasta que fuera despachada la generación de Termodorada o se realizara la reparación del daño. Así mismo, no se disponía de capacidad de respaldo para atender la demanda del oriente de Caldas y del norte del Tolima, por lo cual ante una falla en la transformación 230/115 kV de la subestación San Felipe o una contingencia en las líneas de transmisión San Felipe - Mariquita 115 kV y Mariquita - Victoria 115 kVse ocasionaba una suspensión del servicio en las regiones indicadas. El sistema eléctrico de respaldo de la región oriental del departamento de Caldas a través de la línea Peralonso Manzanares 115 kV y ManzanaresVictoria 115 kV era incapaz de soportar las tensiones mínimas de operación en las subestaciones Dorada, Mariquita y Honda, por lo cual se hacía necesario efectuar un racionamiento a la demanda atendida por las mismas. Con la puesta en servicio del proyecto Purnio, que incluye una nueva conexión al STN, se mejora ostensiblemente la confiabilidad y la calidad en el suministro de energía eléctrica al oriente de Caldas, norte del Tolima y noroccidente de Cundinamarca, se aumenta la capacidad de transformación 230/115

kV en 150 MVA, con lo cual se garantiza la atención del crecimiento futuro de la demanda y la conexión de nuevos usuarios, y se garantiza el suministro de energía eléctrica a los macroproyectos de infraestructura del municipio de La Dorada. Además ésta nueva conexión posibilita la ampliación de la capacidad de importación de potencia del área CQR desde el STN, mejorando notablemente los perfiles de tensión del área, disminuyendo las pérdidas técnicas y mejorando la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica. Los municipios beneficiados con el proyecto son: La Dorada, Norcasia, Florencia, Puerto Salgar, Mariquita y Honda; los corregimientos son: Guarinocito, Isaza, Berlín y San Diego. Además, las cargas de especial importancia abastecidas desde la subestación Dorada, tales como: como la base aérea de Puerto Salgar y las estaciones de bombeo de Ecopetrol Guaduero y Puerto Salgar. Durante la etapa de construcción del Proyecto Purnio se obtuvieron beneficios para la comunidad y la región, tales como: 

Generación de empleo directo e indirecto Se ha estimado que durante la construcción del proyecto se emplearon 30 personas en mano de obra calificada y 250 personas en mano en obra no calificada, la cual provino principalmente del municipio de La Dorada.



Reactivación de la economía local Durante la etapa de construcción del proyecto se demandaron servicios de alojamiento, alimentación e insumos en el municipio de La Dorada por parte del personal que laboró en la obra.



Compensación ambiental Para la construcción de la línea fue necesario intervenir 84 árboles y para la subestación 10 árboles. En cumplimiento del Plan de Manejo Ambiental aprobado por Corpocaldas se realizó la compensación forestal con la siembra de 645 árboles de especies nativas en la ronda del río Purnio y en humedales de la finca El Recreo, la cual se encuentra localizada en la vereda Purnio.

apoyo del proceso de gestión ambiental y la obtención de las servidumbres de la línea de transmisión en trece predios impactados fue gestionada con el apoyo del equipo de gestión predial. Para la construcción de la bahía a 230 kV, CHEC suscribió un acuerdo de conexión con ITCO. Para la ejecución de las demás obras del proyecto,CHEC suscribió el contrato 101.12 con el CONSORCIO SIEMENS S.A bajo la modalidad EPC y el contrato 065.12 con la firma CONSULTORES UNIDOS para la interventoría del contrato EPC 101.12.

Logros 



Acciones Relevantes  La gestión del proyecto Purnio fue realizada con personal interno adscrito a la reciente Área de Proyectos con un Equipo del Proyecto conformado por un director del proyecto, dos interventores internos y un tecnólogo; contando además con la participación y apoyo de otras áreas en temas técnicos, ambientales, prediales, jurídicos, regulatorios, comerciales, etc. La licencia ambiental para la construcción de la línea de transmisión ante Corpocaldas fue gestionada con el



Durante el presente año se terminaron las obras en la línea de transmisión y en las subestaciones Purnio y Dorada, y se realizaron las pruebas de puesta en servicio del proyecto. La puesta en servicio y energización del proyecto Purnio se realizó el 22 de febrero de 2015 con registro de activación para remuneración ante el XM. El contrato de EPC con la firma SIEMENS inició su ejecución el 25 de enero de 2013, y tras 817 días se realizó su cierre contractual el 22 de abril de 2015. La Terminación y liquidación de los contratos EPC 101.12 y 065.12 de interventoría se realizó bajo las condiciones contractuales establecidas y sin la ejecución de incumplimientos.



Durante las pruebas de operación comercial se realizó la entrega del proyecto a los procesos internos de CHEC para su operación y mantenimiento. El proyecto tuvo una duración de 27 meses y generó un total de 30 puestos de trabajo en mano de obra calificada y 250 en mano de obra no calificada además de la reactivación económica generada por la compra de insumos, alojamiento y alimentación para el personal que trabajó en la obra. Es importante destacar que el proyecto Purnio representa la mayor inversión en el STR en los últimos veinte años. Desde este mismo tiempo no se construía una la línea de transmisión a 115 kV. El proyecto Purnio representa la única conexión al STN propiedad de La CHEC.



Dificultades y aspectos de mejora encontrados en la gestión del proyecto







En la ejecución del proyecto Purnio se presentaron algunas dificultades debido a factores externos que han ocasionaron retrasos en el desarrollo del mismo. Entre los aspectos más relevantes se tienen los siguientes:  

Retrasos en la obtención de licencias y permisos ambientales. Dificultades en la gestión predial requerida para la construcción de la línea de transmisión.

Retrasos en la puesta en servicio del proyecto por problemas en la inscripción de la frontera comercial debidos a los cambios regulatorios relacionados con el código de medida.

Se ejecutaron las acciones de mejora identificadas con el desarrollo del proyecto Purnio para el desarrollo de los nuevos proyectos que se encuentran actualmente en ejecución, entre las cuales se destacan: 

Creación de la nueva Área de Proyectos y estructuración del Equipo de Proyectos, contratación de profesionales especialistas en temas técnicos y ambientales.



Socialización con el equipo de proyectos de las lecciones aprendidas en los proyectos terminados con el fin de que se plantear las acciones de mejora.



Capacitación de los equipos de trabajo en temas ambientales y prediales.



Relacionamiento funcional con el Área de Proyectos de EPM para el seguimiento y toma de decisiones. Alianzas Para el desarrollo del proyecto se realizaron alianzas comerciales con:   

SIEMENS S.A para la Construcción del proyecto bajo modalidad EPC. CONSULTORES UNIDOS LTDA para la Interventoría del EPC. KONFIRMA para la gestión servidumbres.



ABB LTDA para el suministro de la protección diferencial de barra y actualización de licencias MicroScada.

La gestión social realizada incluyó un trabajo de relacionamiento con los líderes naturales, propietarios, líderes institucionales y con la administración municipal tendiente a desarrollar el proyecto sin generar mayores impactos en lo social con las comunidades.

CHEC durante el año 2015 inicia la implementación de un sistema de gestión de activos acorde a normas internacionales PAS 55 e ISO 55000, esto permitirá adoptar las mejores

Gestión de activos El objetivo de este proyecto es implementar de manera sostenible el sistema de gestión de activos en el grupo empresarial EPM al año 2019 y capitalizar acciones tempranas que generen beneficios financieros del proyecto. La implementación del sistema de gestión de activos en el grupo Empresarial cubre solo activos físicos productivos y busca mejorar la calidad del servicio y la eficiencia operacional, para lo cual se requiere del desarrollo de las siguientes fases:

prácticas de empresas de clase mundial mejorando los diferentes procesos de la empresa y por ende su desempeño para lograr su plan estratégico organizacional impactando

positivamente los diferentes grupos de interés. La implementación inició en el año 2014 con una evaluación y diagnóstico para identificar las debilidades y fortalezas frente al estándar internacional; siendo el insumo base del plan de implementación para los siguientes tres años. Actualmente la organización ya cuenta con una política y lineamientos de Gestión de Activos físicos, una hoja de ruta o de trabajo para dar cumplimiento a los requerimientos de la norma y la ejecución de estrategias de alto impacto con un esfuerzo bajo o medio, como fueron la gestión de inventarios inmovilizados y de baja rotación, análisis de criticidad de activos de Transmisión y Distribución, análisis de falla de activos críticos, gestión de activos no productivos para volverlos productivos y la evaluación de algunos proyectos de inversión de las diferentes áreas productivas lo que ha permitido capitalizar ahorros por COP 857 millones. La mayor dificultad se ha tenido en la disponibilidad del recurso humano de los diferentes procesos de la empresa para trabajar en el plan de implementación del sistema de

gestión de activos, dada la demanda que otros proyectos empresariales también requieren. Esta planeado cumplir con los requerimiento de los estándares para Gestión de Activos en el año 2019 logrando beneficios en los ámbitos social, ambiental y financiero, mediante optimización de la vida útil de los activos, identificación y mitigación de riesgos. Dentro de la gestión de activos actualmente se tiene el siguiente indicador: Indicador FUA (Factor Utilización Activos):El propósito de este indicador es determinar el porcentaje de activos operativos, que están siendo utilizados por los negocios para producir los servicios. Y por complemento, determinar los activos improductivos, es decir, aquellos que siendo operativos, por alguna causa no está produciendo los servicios de interés del negocio. A continuación la gráfica muestra las metas y el comportamiento del indicador para los años 2014 y 2015

FUA CHEC 2014 - 2015 99.10% 99.00% 98.90% 98.80% 98.70% 98.60% 98.50% 98.40% 98.30% 98.20% 98.10%

99.04% 99.04% 98.89% 98.76% 98.71%

98.62%

98.88%

98.83%

98.97% 98.92%

98.83%

98.60% 98.54%

98.50%

2014 trim1

98.83%

98.45%

2014 trim2

2014 trim3

2014 trim4

2015 trim1

META FUA

2015 trim2

2015 trim3

2015 trim4

FUA REAL

El indicador ha permitido visualizar y gestionar los activos, adelantando acciones de mejora como: retiro de la contabilidad de activos que ya no están en servicio y pueden figurar en operación o registrar en la contabilidad activos que figuran improductivos y pueden estar operativos. Lo anterior, contribuye a la excelencia operacional y en consecuencia, a obtener beneficios para el Grupo EPM.

•

Disminución de activos improductivos durante el año por COP1.662 millones de pesos.

•

Se realizaron gestiones administrativas en cambios de cuentas contables y mejoras en la planeación de las compras o adquisiciones y gestiones operativas para la instalación oportuna de activos, reactivación de proyectos, entre otros.

De la gestión del indicador para el año 2015 podemos concluir:

•

Incremento de los activos productivos durante el año por COP 26.578 millones de pesos.

Plan de Compras de Materiales

Interés Clientes, Grupo de Interés Proveedores y Contratistas.

Recoge las necesidades de materiales y equipos de uso en redes de distribución que necesitaran las diferentes áreas de la empresa. Con el propósito de atender dichos requerimientos se fija un plan que define las estrategias a seguir para la adquisición de dichos bienes; los grupos impactados son Grupo de

Se llevaron a cabo 3 procesos de compra conjunta liderados por CHEC para adquirir Postes Metálicos, DPS, Seccionadores y cortacircuitos, que permitieron la celebración de contratos que garantizaron el abastecimiento oportuno para los diferentes proyectos y actividades de

los negocios del grupo EPM en sus filiales de energía nacionales. De estos procesos de compra se obtuvieron ahorros significativos para cada uno de los grupos de materiales, se relacionan a continuación:  

Postes Metálicos : COP 774 309 762 Protecciones (Seccionadores y Cortacircuitos) : COP 58 368 729

Se ejecutó el plan de compras con 25 procesos de contratación por valor aproximado de COP 12.798 millones, estos procesos de compra garantizaron el abastecimiento oportuno para los diferentes proyectos y actividades de los negocios de CHEC. Se realizó la gestión de interventoría técnica, financiera y administrativa a los contratos derivados del plan de compras, garantizando calidad técnica de los bienes adquiridos.

Valor invertido Inversión Total Plan de compras materiales y equipos. COP Millones 2013 13 953 Proyecto BioMa Proyecto construido por CHEC Grupo EPM en convenio con la alcaldía de Manizales en el Ecoparque Los Yarumos, aportando al desarrollo de territorios sostenibles y competitivos. El Grupo EPM buscando el beneficio de los usuarios, decidió que CHEC realizara un proyecto de ciudad a través de un Convenio con la Alcaldía de Manizales en el Ecoparque Los Yarumos, inmueble propiedad del Municipio de Manizales, mediante la construcción de un centro interactivo en el edificio del Ecoparque, que considera las potencialidades del entorno en cuanto al paisaje, los recursos y cualidades del territorio, con actividades lúdico-pedagógicas desde la ecología, la ciencia y el espíritu de

2014 12 764 convivencia ciudadanía.

2015 12 798 como

ejercicios

de

Para lograrlo, CHEC realizó una convocatoria pública en el año 2014, cuyo oferente ganador fue la Corporación Parque Explora de Medellín, iniciando obras en enero de 2015. Para la ejecución del proyecto se dispuso un grupo interdisciplinario al interior de CHEC que garantizó la adecuada gestión del proyecto, logrando que se terminara en el tiempo contratado y planeado el cual fue de 7 meses con una inversión de COP 3 771 millones. Una vez terminada la construcción de BioMa, se entregó a la Alcaldía de Manizales quién mediante el convenio

suscrito, debe operar y mantener en correcto funcionamiento las obras construidas y desarrollar los planes de uso, de tal forma que se garantice la sostenibilidad del proyecto durante el tiempo. El Centro interactivo BioMa abrió sus puertas al público el 15 de agosto de 2015 y su entrada es gratuita. Hasta el 31de diciembre de 2015 han ingresado 75.000 personas aproximadamente. • Ver lo invisible

¿Qué es BioMa? Un bioma es un lugar donde ocurren complejas interacciones y donde la vida se expresa en razón de ciertas condiciones ambientales. El espacio se concibe como una BIO estación: Bio, respondiendo a su tema central: la vida, y Ma, en relación con Manizales. Ejes de experiencias en la sala:

• Ver más allá

• Ver con otros ojos

Dispositivos de interacción sumergen al visitante en un escenario creado mediante el uso de tecnologías de avanzada, las cuales permiten adentrarse en dimensiones que por pequeñísimas, o bien por grandes o distantes parecen no existir para nosotros pero están ahí, suceden y se manifiestan de maneras particulares. Una de las experiencia que se tiene es Science on a Sphere (Ciencia en una esfera), herramienta educativa desarrollada por los investigadores del NOAA (Administración Nacional Oceánica y Atmosférica. National Oceanic and Atmospheric Administration) para ayudar a ilustrar la ciencia del sistema Tierra para la gente de todas las edades. Las imágenes animadas de las tormentas atmosféricas, el cambio climático y la temperatura del océano, se pueden mostrar en la esfera, que se utiliza para explicar lo que a veces son procesos ambientales complejos, de una manera que es a la vez intuitiva y cautivadora. Esta herramienta existe en diferentes museos y universidades del mundo, pero en Colombia el centro interactivo BioMa es el primero en tenerla y el segundo a nivel suramericano después de Brasil. Otro espacio es el LaboratorioObservatorio, un escenario mixto de mediación donde se promueve la experimentación científica y creativa, con aproximaciones desde la ciencia y las humanidades.

Allí se encontrarán: experiencias de auto exploración; un laboratorio con algunas demostraciones instaladas y otras mediante actividades programadas (talleres, experimentos, actividades, clubes), así como un observatorio privilegiado del paisaje, que invitan a proponer diversas acciones, tanto autónomas como con acompañamiento. Otras experiencias:  Fotografía de Manizales  Ver es Natural  Paisaje Modificado  Ver el aire  Ver lo Pequeño  Ventana a lo Invisible  Cámara térmica  El Invisible Paso del Tiempo  Bitácora cósmica  Proporciones Naturales  El Reflejo de la Naturaleza Proyectos en estudio En 2015 no se realizaron estudios.

En los informes de desempeño ambiental y gestión social en distribución se encuentra descrita la gestión adelantada desde los proyectos de infraestructura y mejora operacional en materia socio – ambiental.

Los proyectos del STR que fueron aprobados en Junta directiva de junio Proyecto

2015, esbozan una ejecución de CAPEX como se muestra en el siguiente cuadro. Proyectos STR Valores en millones

OBSERVACIONES

2015 2016 2017

“Tercer autotransformador trifásico PEI0152TYDCE 230/115/13,8 kV de 90 MVA en subestación Esmeralda”

70

“Segundo banco de autotransformadores monofásicos 230/115/13,8 kV de 150 MVA en subestación Hermosa”

PEI0429TYDCE

“Reconfiguración doble circuito EsmeraldaPEI0430TYDLI Rosa 115 kV (2 x Esmeralda-Hermosa 115 kV + 2 x Hermosa-Rosa 115 kV)”

972

2018 2019 Total

12.447 2.631

26

16.146

68

1.318 15.533 5.609

26

22.554

160

1.317 11.571 4.794

- 17.841

PEI0431TYDCE

“Segundo banco de autotransformadores monofásicos 230/115/13,8 kV de 150 MVA en subestación Enea”

68

1.058 16.463 4.195

- 21.785

PEI0432TYDCE

“Normalización de la subestación Manzanares 115 kV”

62

1.141 7.793

- 12.104

3.108

429 5.806 63.806 20.336 52 TOTAL GENERAL: Fuente: Extracto del Acta 631 de la Junta Directiva No. 631 del 19 de octubre de 2015

En el año 2016 se dejaran contratados los suministros por valor de 46 000 millones y la mayor ejecución se dará

90.429

en el año 2017 con un 70% de la inversión total.