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Centro Nacional de Despacho
INFORME ANUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
AÑO 2010
Mayo 2011
3
Editorial ..................................................................................................................................... 4
Resumen Ejecutivo .................................................................................................................... 9
Sistema Eléctrico Nacional - Estadísticas 2010 ..................................................................... 10 Acontecimientos 2010 ..................................................................................................................... 11 Capacidad de Generación Instalada ............................................................................................. 20 Red Troncal de Transmisión.......................................................................................................... 28 Demanda Máxima de Potencia ...................................................................................................... 30 Generación Neta.............................................................................................................................. 32 Generación Bruta por Tipo de Combustible ................................................................................ 34 Energía Generada Bruta en Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP) ...................................... 35 Intercambios de Energía en el SEN............................................................................................... 36 Energía Suministrada..................................................................................................................... 37 Consumo de Combustible............................................................................................................... 39 Indicadores del Embalse de Guri .................................................................................................. 43 Indicadores de Desempeño del SEN .............................................................................................. 44 Desempeño de las Líneas de Transmisión..................................................................................... 48 Desempeño de las Unidades de Generación.................................................................................. 60 Resumen Estadístico del SEN 2010 ............................................................................................... 70
Histórico 2006-2010 ................................................................................................................ 71 Capacidad Instalada, Demanda Máxima...................................................................................... 71 Generación, Intercambio y Energía Suministrada ...................................................................... 77
Glosario.................................................................................................................................... 81 Abreviaciones .................................................................................................................................. 81 Términos .......................................................................................................................................... 84 Unidades de Medida ....................................................................................................................... 86
Comité de Operación ............................................................................................................... 87
4Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Editorial
Durante el año 2010, El Sector Eléctrico Nacional encaró condiciones de operación
que requirieron como nunca antes, del esfuerzo conjunto entre el Ente rector en la
materia, Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, las empresas
prestadoras del Servicio Eléctrico a través de la Corporación Eléctrica Nacional,
CORPOELEC, del Coordinador de la Operación Integrada del Sistema Nacional,
Centro Nacional de Despacho y especialmente de la sociedad, quien en forma
histórica contribuyó en forma sustancial, a retomar el equilibrio entre los
requerimientos energéticos tanto en el área productiva como en los servicios
esenciales y la oferta disponible en el país.
El desajuste manifiesto desde mediados del año 2009, entre la oferta de generación
eléctrica disponible en el país, como consecuencia de la merma en las reservas
hídricas en el país responsables del 70% del total generado, y los requerimientos
eléctricos productos de las creciente demanda de electricidad, que en algunos casos
guardaba relación con la cultura del derroche, lo que condujo al Ejecutivo Nacional,
a la puesta en marcha del Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica;
el cual contempló por un lado las instrucciones dadas por el en el Decreto 6.992 de
fecha 21 de octubre de 2009, a través de las Resoluciones del Ministerio del Poder
Popular para la Energía Eléctrica N° 005, 006 y 007 de fecha 21 de diciembre de
2009, dirigidas al incentivo en el uso racional y eficiente de la energía, así como la
fase IV del programa de sustitución de bombillos incandescentes por bombillos
ahorradores y por el otro, al Plan de Racionamiento Programado por regiones
incluyendo la afectación de las Industrias Básicas de Guayana, la exportación a
Brasil y el consumo eléctrico por parte del Sector Petrolero, resultando en un ahorro
promedio diario de 34,2 GWh/día, equivalentes a 1.425 MW por día, durante el
periodo enero – abril.
Mas adelante, cuando la recuperación del embalse de Guri ya era manifiesta y se
vislumbraba que para finales de año se estarían alcanzando los niveles óptimos de
operación del embalse, producto por un lado de la aplicación del Plan Nacional de
5Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Gestión del Déficit de Energía Eléctrica, y por el otro del incremento en los aportes al
Embalse de Guri y al programa de incorporación y rehabilitación del parque
termoeléctrico, se implanta un esquema de generación que minimiza la generación
termoeléctrica, maximizando el uso de la generación hidroeléctrica del bajo Caroní,
registrando un ahorro acumulado al cierre del mes de diciembre de 1.242 GWh en
generación termoeléctrica (2,48 MM BEP), sin que ello afectase el cierre del año
2010 en la cota 271,01 m.s.n.m. con lo cual se había logrado una recuperación neta
de mas de 9,47 m. en sus niveles de operación.
En el marco de la crisis energética antes mencionada y de la cual el Sector Eléctrico
habría quedado fortalecido, se dictaron medidas adicionales orientadas a la
reorganización del Sector, como fueron la firma de los convenios de integración y
consolidación entre las Empresas Eléctricas y CORPOELEC, los llamados
Convenios de Encomiendas Convenidas, permitiendo dar paso a un esquema de
gestión único a nivel nacional a través de las unidades de generación, transmisión y
comercialización definidas por CORPOELEC.
Adicionalmente, y sin restar importancia al mismo, se cierra el proceso antes iniciado
para el establecimiento de un nuevo marco jurídico para el Sector, mediante la
promulgación el 14 de diciembre de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico
(LOSSE), definiendo como premisas para el Servicio Eléctrico el Acceso Universal,
la Reserva de Dominio del Estado y el Modelo de Gestión Socialista, dando los
primeros pasos para el establecimiento de un Sector Eléctrico acorde con el nuevo
enfoque de país.
Igualmente se reafirma en la LOSSE, el carácter estratégico que tiene la Operación
del Sistema Eléctrico, cuando define como una de las actividades del sistema
eléctrico el Despacho del Sistema Eléctrico y reserva el ejercicio del mismo, al
Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio del Poder Popular con competencia en
materia de energía eléctrica, con la finalidad de garantizar el cumplimiento de las
normas de seguridad y calidad así como la utilización óptima de la energía primaria
en la producción de electricidad.
6Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Es de cara al 2011, cuando el Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica
a través de la conformación y consolidación del Centro Nacional de Despacho,
ejercerá la actividad de Despacho del Sistema Eléctrico, definiendo como principales
funciones las siguientes:
Planificar, supervisar, coordinar y controlar la operación integrada de
Generación, Transmisión y Distribución Nacional, siguiendo criterios de
seguridad, continuidad, calidad y economía.
Participar en la elaboración de políticas, objetivos y estrategias dirigidas a
regular e introducir mejoras en la operación del Sistema Eléctrico Nacional.
Elaborar la metodología y normativa técnica de operación que debe regir la
actividad de Despacho del Sistema Eléctrico Nacional.
Evaluar y certificar periódicamente, la disponibilidad de la capacidad instalada
de generación del operador y prestador del servicio.
Realizar la planificación de la operación diaria y de corto plazo del Sistema
Eléctrico Nacional
Realizar la evaluación, análisis e investigación del resultado de la operación
diaria, así como de eventos extraordinarios que se susciten en el Sistema
Eléctrico Nacional.
Realizar los balances operativos de generación y demanda de energía, para
garantizar el suministro en los nodos del Sistema Eléctrico Nacional, e
informar al operador y prestador del servicio.
Coordinar y autorizar los planes de mantenimiento de equipos, sistemas e
instalaciones de Generación, Transmisión y Distribución puestos a su
disposición.
Elaborar el plan de previsión de contingencias en coordinación con las
unidades del Ministerio que tenga competencia sobre la materia, y con el
operador y prestador del servicio, y dirigir su aplicación.
Certificar la información operativa del Sistema Eléctrico Nacional.
7Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Dirigir, gestionar y controlar los planes y la operación de restablecimiento del
suministro de energía eléctrica, en caso de restricciones y emergencias en el
Sistema Eléctrico Nacional
Apoyar técnicamente a la unidad competente, en la evaluación de los
intercambios internacionales de energía eléctrica, a los fines de asegurar el
balance energético Nacional.
Elaborar y analizar las estadísticas sobre la operación del Sistema Eléctrico
Nacional, y remitir a la unidad competente, para su revisión y consolidación.
Participar en la formulación del plan de previsión y atención de desastres en
coordinación con la unidad competente del Ministerio, el operador y prestador
del servicio y los Organismos de Seguridad y Defensa de la Nación.
Procurar la mejora continua de la automatización de los procesos de los
despachos de carga, en forma conjunta con las unidades competentes del
Ministerio y el operador y prestador del servicio.
Solicitar al operador y prestador del servicio, información que considere
necesaria para el desarrollo de sus funciones.
Coordinar la operación de las conexiones internacionales de energía eléctrica,
de acuerdo a lo establecido por el Ejecutivo Nacional.
Crear y coordinar los Comités de Operación y Planificación, donde participará
el operador y prestador del servicio, y otras unidades del Ministerio que se
ameriten, para la evaluación periódica de las operaciones del Sistema
Eléctrico Nacional.
Suministrar a la unidad con competencia en materia de fiscalización,
información sobre los eventos y anomalías que se pudieren presentarse en el
Sistema Eléctrico Nacional, a efectos de su investigación pertinente
Presentar el informe de gestión cuando sea requerido por la autoridad
competente del Ministerio.
Las demás que señalen las leyes y actos normativos en materia de su
competencia.
8Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
9Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Resumen Ejecutivo
Durante el año 2010 el Sistema Eléctrico Nacional - SEN atendió una demanda
máxima de potencia de 16.755 MW y una energía suministrada de 114.858,8 GWh
obteniéndose decrecimientos con respecto al año anterior de 3,36% y 6,68%
respectivamente.
Es importante resaltar el impacto que tuvo, tanto en la demanda máxima de potencia
como en el uso de la energía eléctrica, El Plan Nacional de Gestión del Déficit de
Energía Eléctrica, dentro del cual el Ejecutivo aplicó un conjunto de medidas
dirigidas al incentivo en el uso racional y eficiente de la energía, las cuales junto a
las condiciones favorables de aportes al embalse de Guri y el plan de incorporación
de generación disponible al sistema puesto en práctica por CORPOELEC,
permitieron la recuperación del embalse, alcanzando para el último trimestre del año
sus niveles óptimos de operación.
Los registros de caudal de aporte promedio al embalse de Guri, muestran para el
año 2010, un aporte promedio diario de 6.108 m3/seg, lo que resultó en 27% por
encima de la media histórica. Destaca el periodo comprendido entre abril y diciembre
en donde en varias oportunidades se alcanzaron máximos históricos diarios en
contraposición al periodo de verano que le antecedió, para el cual se registraron
mínimos históricos.
En lo referente a la producción de energía, se generaron 115.306 GWh, de los
cuales el 66,5% (76.661,6 GWh) fue producido con fuentes hidráulicas mientras que
el 33,5% restante (38.644,4 GWh) fue abastecido con fuentes térmicas,
presentando un aumento de 1.032,8 GWh térmicos respecto al monto contabilizado
durante el año 2009.
Destacan durante el año 2010, los siguientes eventos con interrupción del servicio
eléctrico a nivel nacional:
10Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
01/03/10 pérdida de 4.910 MW en el SEN por falla en la línea a 765 kV Arenosa –
Yaracuy, 20/04/10 pérdida de 4.400 MW en el SEN por falla en líneas a 115 kV
asociadas a la subestación Caña de Azúcar, 27/04/10 pérdida de 2.825 MW en el
SEN por falla en la subestación Tablazo 400 kV, 19/02/10 pérdida de 1.848 MW en
el SEN por falla en la S/E Horqueta 230 kV, 14/04/10 pérdida de 1.150 MW en el
SEN por falla en la línea Nº 2 a 230 kV Furrial – Indio. Los eventos antes
mencionados, condujeron a una desconexión de carga puntual en el sistema que
varió entre 7% y 29% de la demanda máxima anual del año.
Adicionalmente es importante mencionar, el impacto sobre el sistema del Plan de
Racionamiento Programado enmarcado dentro de las medidas señaladas en el Plan
Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica, el cual condujo a
racionamientos programados sobre el sistema que totalizaron 1.086,49 GWh de
energía no servida, lo que representa el 1% del total de energía suministrada en el
país durante el año.
Durante el año 2010, el Sistema Eléctrico Nacional alcanzó una capacidad instalada
de generación de 24.800,8 MW, destacándose la incorporación de 1.242,6 MW de
generación térmica de los cuales 535 MW corresponden a generación distribuida, la
rehabilitación de 790 MW e incorporación al sistema por excedentes en la
generación independiente de 20 MW (10 MW en la Planta Complejo Agroindustrial
Azucarero Ezequiel Zamora (CAAEZ) y 10 MW en la planta Pertigalete). Con
respecto a la red troncal de transmisión, se instalaron 1533 MVA de capacidad de
transformación, 380 MVAr de capacidad reactiva y 199 kilómetros de líneas.
Sistema Eléctrico Nacional - Estadísticas 2010
El Sistema Eléctrico Nacional está formalmente integrado por la Corporación
Eléctrica Nacional CORPOELEC a través de sus empresas filiales CADAFE,
EDELCA, EDC, ENELVEN, SENECA, ELEVAL, CALIFE, ENELCO y ENELBAR.
11Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Acontecimientos 2010
En esta sección se hace un recuento de los eventos relacionados con los valores de
demanda máxima de las filiales de la corporación, así como la entrada en servicio de
nuevos equipos de generación y transmisión ocurridos durante el año 2010.
Máximos 2010 en Demanda de Potencia
ENERO 13. A las 12:00 horas EDC alcanzó su demanda máxima horaria,
registrándose un valor de 2.051 MW (incluye 212 MW de racionamiento),
representando un decrecimiento de 8,52% respecto al año anterior.
ENERO 27. A las 13:00 horas ENELCO alcanzó su demanda máxima horaria,
registrándose un valor de 750 MW (incluye 162 MW de racionamiento),
representando un decrecimiento de 2,34% respecto al año anterior.
FEBRERO 26. A las 15:00 horas ENELBAR alcanzó su demanda máxima horaria,
registrándose un valor de 639 MW (incluye 5 MW de racionamiento), representando
un decrecimiento de 0,31% respecto al año anterior.
MARZO 04. A las 15:00 horas ELEVAL registró su máxima demanda horaria,
situándose en un valor de 360 MW (incluye 14 MW de racionamiento), lo cual
representó un decrecimiento de 0,28% respecto al año anterior.
MARZO 15. A las 21:00 horas CADAFE registró su máxima demanda horaria,
situándose en un valor de 7.473 MW (incluye 379 MW de racionamiento), lo cual
representó un decrecimiento de 1,45% respecto al año anterior.
SEPTIEMBRE 17. A las 21:00 horas SENECA alcanzó su demanda máxima horaria,
registrándose un valor de 357 MW (incluye 22 MW de racionamiento), representando
un crecimiento de 6,25% respecto al año anterior.
12Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
OCTUBRE 07. A las 21:00 horas EDELCA registró su máxima demanda horaria,
situándose en un valor de 2.825 MW, lo cual representó un decrecimiento de 14,29%
respecto al año anterior.
OCTUBRE 13. A las 20:00 horas el Sistema Eléctrico Nacional alcanzó su demanda
máxima horaria, registrándose un valor de 16.755 MW (incluye 524 MW de
racionamiento), representando un decrecimiento de 3,36% respecto al año anterior.
OCTUBRE 13. A las 21:00 horas ENELVEN alcanzó su demanda máxima horaria,
registrándose un valor de 1.958 MW (incluye 63 MW de racionamiento),
representando un decrecimiento de 1,76% respecto al año anterior.
Nuevo Equipamiento en el SEN
ENERO 08: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Santa Ana en el estado Anzoátegui, sumando a la capacidad instalada del SEN 4,8
MW.
ENERO 11: Fueron sincronizadas las unidades de generación distribuida de la
Planta Fuerte Cayaurima en el estado Bolívar, sumando a la capacidad instalada del
SEN 16 MW.
ENERO 21: Entra en servicio por primera vez un banco de condensadores en
derivación, con capacidad de 80 MVAr en la subestación El Corozo a 115 KV.
ENERO 23: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Tumeremo en el estado Bolívar, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.
ENERO 25: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Base
Aérea (BAVALLE) en el estado Anzoátegui, sumando a la capacidad instalada del
SEN 7,5 MW.
13Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
ENERO 25: Se rehabilita la unidad N° 4 de la Planta Josefa Joaquina Sánchez
Bastidas en el estado Vargas, con una capacidad instalada de 40 MW.
ENERO 28: Se sincronizan dos unidades de generación en la Planta Luisa Cáceres
de Arismendi en el estado Nueva Esparta, sumando a la capacidad instalada del
SEN 50 MW (25 MW c/u).
ENERO 30: Se rehabilita la unidad N° 2 del Ciclo Combinado Termozulia II en el
estado Zulia, con una capacidad instalada de 150 MW..
FEBRERO 10: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Tres Picos en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.
FEBRERO 11: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta El
Vigía I en el estado Mérida, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.
FEBRERO 11: Se rehabilita la unidad de generación N° 12 de la Planta Pedro
Camejo en el estado Carabobo, con una capacidad instalada de 160 MW.
FEBRERO 18: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Guasdualito en el estado Apure, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.
FEBRERO 19: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Yuban Ortega en el estado Mérida, sumando a la capacidad instalada del SEN 11
MW.
FEBRERO 21: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta El
Vigía II en el estado Mérida, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.
MARZO 02: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Cantaura en el estado Anzoátegui, sumando a la capacidad instalada del SEN 8
MW.
14Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
MARZO 07 y el 13: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la
Planta El Vigía III y IV respectivamente, en el estado Mérida, de 15 MW cada una,
sumando a la capacidad instalada del SEN 30 MW.
MARZO 08: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Camatagua en el estado Aragua, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.
MARZO 15: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Pijiguaos en el estado Bolívar, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.
MARZO 17: Se rehabilita la unidad de generación N° 3 de la Planta Argimiro
Gabaldón en el estado Lara, con una capacidad instalada de 40 MW.
MARZO 26: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Guiria I a III en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 24 MW.
MARZO 26: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida
de la Planta Elorza, ubicada en el Estado Apure, sumando a la capacidad instalada
del SEN 5,7 MW.
MARZO 27: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Caripe en el estado Monagas, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.
MARZO 27: Se rehabilita la unidad de generación N° 12 de la Planta Pedro Camejo
en el estado Carabobo, con una capacidad instalada de 160 MW.
MARZO 30: Se rehabilita la unidad de generación N° 2 de la Planta Argimiro
Gabaldón, en el estado Lara, con una capacidad instalada de 40 MW.
ABRIL 05: Se sincronizan unidades de generación distribuida de la Planta Gorsiño
Carrillo en el estado Mérida, con una capacidad instalada de 17 MW.
15Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
ABRIL 14: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta
Caicara del Orinoco en el estado Bolívar, con una capacidad instalada de 15 MW.
ABRIL Se realizaron múltiples sincronizaciones de la unidad N°1 de Planta Centro
como parte del programa de pruebas para su puesta en servicio en operación
continua prevista para Junio.
MAYO 03: Se sincronizan la unidad N° 2 de la Planta Picure en el estado Vargas,
sumando a la capacidad instalada del SEN 22 MW.
MAYO 04: Se reubican 15 MW de generación distribuida en Planta Guanapa en el
Estado Barinas, provenientes de la Planta de generación distribuida Punto Fijo.
MAYO 05: Se sincroniza por primera las unidades de generación distribuida de la
Planta Yaguaraparo en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN
8 MW.
MAYO 07: Fue sincronizada la unidad N° 1 de la Planta de Generación Dabajuro,
ubicada en el Estado Falcón, aportando 15 MW al SEN, esta unidad viene de la
Planta de Generación Distribuida Punto Fijo.
MAYO 10: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de
la Planta de Monay I a IV, en el Estado Trujillo, sumando a la capacidad instalada
del SEN 29,5 MW.
MAYO 07: Se rehabilita la unidad de generación N° 11 de Planta Táchira, en el
estado Táchira, con una capacidad instalada de 20 MW.
MAYO 19: Se sincroniza por primera vez en periodo de prueba la Planta Antonio
Nicolás Briceño, la cuál opera como un conjunto generador flotante (tipo barcaza)
sobre el Lago de Maracaibo en Cabimas-Estado Zulia, aportando 103,5 MW al SEN.
16Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
MAYO 19: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de
la Planta Caicara de Maturín en el Estado Monagas, sumando a la capacidad
instalada del SEN 8 MW.
MAYO 21: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de
la Planta Carúpano en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 8
MW.
MAYO 26: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de
la Planta Ciudad Bolivia en el estado Barinas, sumando a la capacidad instalada del
SEN 25,92 MW.
MAYO 29: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de
la Planta Cumanacoa en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del
SEN 8 MW.
JUNIO 02: Fue energizada por primera vez desde la subestación Rincón la línea de
138 kV Rincón - Palito Blanco con una longitud de 1 km, ubicada en el Estado Zulia.
JUNIO 04: Fue sincronizada por primera vez en periodo de prueba la unidad N° 1 de
la Planta de Generación Picure, ubicada en el estado Vargas, sumando a la
capacidad instalada del SEN 22 MW.
JUNIO 05: Fue energizado por primera vez el autotransformador No. 1 de 230/138
kV de 333 MVA en la subestación Palito Blanco, ubicada en el Estado Zulia.
JUNIO 08: Fueron energizadas por primera vez desde la subestación Palito Blanco
las líneas No. 1 y No. 2 a 230 kV Palito Blanco – Termozulia, con una longitud de 23
km cada una, ubicada en el Estado Zulia.
17Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
JUNIO 10: Fue sincronizada la Planta de Generación Distribuida Las Hernández II
ubicada en el estado Nueva Esparta, aportando 15 MW al SEN.
JUNIO 30: Fue sincroniza por primera vez en periodo de prueba la unidad No. 11 de
la Planta de Generación Termozulia, ubicada en el Estado Zulia, aportando 85 MW
al SEN, la cual pertenece al proyecto de Respuesta Rápida.
JULIO 21: Se sincroniza por primera vez las unidades de generación distribuida de
la Planta Aricagua, ubicada en el Estado Nueva Esparta, sumando a la capacidad
instalada del SEN 6 MW.
JULIO 26: Fue sincronizada por primera vez en periodo de prueba la unidad No. 10
de la Planta de Generación Termozulia, ubicada en el Estado Zulia, aportando 85
MW al SEN, la cual pertenece al proyecto de Respuesta Rápida.
JULIO 30: Fue sincronizada en periodo de prueba la unidad N° 6 de Planta Coro de
respuesta rápida, ubicada en el estado Falcón, aportando 15 MW al SEN.
JULIO 30: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida La
Tendida, ubicada en el Estado Táchira, aportando 15 MW.
JULIO 30: Fue sincronizada en periodo de prueba la unidad N° 5 de Planta Coro de
respuesta rápida, ubicada en el estado Falcón, aportando 15 MW al SEN.
AGOSTO 12: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida
Canódromo, ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando 21,6 MW al SEN.
AGOSTO 16: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida
Macanáo, ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando 7,2 MW.
AGOSTO 18: Se rehabilita la unidad de generación N° 9 de Planta Táchira, en el
estado Táchira, con una capacidad instalada de 20 MW.
18Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
AGOSTO 18: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida
Pedro González, ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando 6 MW.
AGOSTO 30: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida
de la Planta Socopó, ubicada en el Estado Barinas, sumando a la capacidad
instalada del SEN 20,4 MW.
AGOSTO 30: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida
Barrancas de Barinas ubicada en el Estado Barinas, aportando 10,8 MW al SEN.
SEPTIEMBRE 05: Fue sincronizada por primera vez la unidad Nº 23 de la Planta
Luisa Cáceres de Arismendi ubicada en el Estado Nueva Esparta aportando 25 MW
al SEN, la cual pertenece al Proyecto de Respuesta Rápida.
SEPTIEMBRE 17: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación
Distribuida El Piñal ubicada en San Rafael del Piñal en el Estado Táchira, aportando
12 MW al SEN.
SEPTIEMBRE 19: Fue sincronizada por primera vez la unidad Nº 1 de la Planta La
Raisa ubicada en Charallave Estado Miranda, aportando 60 MW al SEN.
SEPTIEMBRE 20: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación
Distribuida Libertad ubicada en el Estado Barinas, aportando 12,6 MW al SEN.
SEPTIEMBRE 24: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación
Distribuida Barrancas de Margarita ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando
14,4 MW al SEN.
SEPTIEMBRE 25: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación
Distribuida La Y de Cunaviche ubicada en el Estado Apure, aportando 4,3 MW al
SEN.
19Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
OCTUBRE 08: Fue energizado por primera vez el autotransformador N° 3 de
230/115 kV de 200 MVA en la subestación Barbacoa I, ubicada en el Estado
Anzoátegui.
OCTUBRE 08: Se incorpora en periodo de prueba después de ser rehabilitada la
unidad N° 3 de la planta La Mariposa, ubicada en el Estado Miranda, aportando 45
MW al SEN.
OCTUBRE 10: Fue sincronizada por primera vez en periodo de prueba la unidad N°
1 de la planta Alberto Lovera, ubicada en el Estado Anzoátegui, aportando 150 MW
al SEN.
OCTUBRE 16: Fue energizada por primera vez, la línea N° 2 a 765 kV Arenosa -
Yaracuy, con una longitud de 153 km, ubicada entre los Estados Carabobo y
Yaracuy.
NOVIEMBRE 12: Se sincroniza por primera vez las unidades de generación
distribuida de la Planta La Concepción, ubicada en el Estado Trujillo, sumando a la
capacidad instalada del SEN 15 MW.
NOVIEMBRE 15: Se sincroniza en el estado Anzoátegui la planta de generación
distribuida Bavalle II, sumando a la capacidad instalada del 6 MW.
NOVIEMBRE 16: Se sincronizan por primera vez las unidades “3A” y “5A” en Planta
Táchira cada una de 15 MW, sumando a la capacidad instalada del SEN 30 MW.
NOVIEMBRE 23: Se sincroniza en el estado Zulia la planta de generación distribuida
Quisiro, sumando a la capacidad instalada del 6 MW.
NOVIEMBRE 27: Se puso en servicio por primera vez, la Reactancia Nº 2 de 300
MVAr de S/E Yaracuy a 765 kV.
20Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
DICIEMBRE 17: Fue energizada por primera vez, la línea a 115 kV Asunción - Los
Robles, de 6,8 km, ubicada en el estado Nueva Esparta.
DICIEMBRE 17: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación
distribuida de la Planta San Carlos, ubicada en el Estado Zulia, sumando a la
capacidad instalada del SEN 14,4 MW.
DICIEMBRE 18: Fue energizado por primera vez el autotransformador N° 5 de
765/230 kV de 1.000 MVA de la subestación Yaracuy, ubicada en el estado Yaracuy.
Capacidad de Generación Instalada
Capacidad de Generación Instalada por Filiales
El SEN incrementa su capacidad instalada en 4,61% con respecto al año 2009, para
alcanzar un total de 24.800,8 MW, que representa una variación neta de 1.092,6 MW
adicionales con respecto al año anterior.
La nueva generación incorporada al SEN que aporta energía al sistema nacional, la
integran las siguientes plantas:
En lo concerniente a unidades de generación distribuida se encuentran: Guanapa III
de 15 MW, Las Hernández II de 15 MW, Aricagua de 6 MW, Barrancas de Barinas
10,8 MW, Barrancas de Margarita de 14,4 MW, Batalles I, II de 13,5 MW, Caicara de
Maturín de 8 MW, Caicara de Orinoco de 15 MW, Camatagua de 8 MW, Canódromo
de 21,6 MW, Cantaura de 8 MW, Caripe de 8 MW, Carúpano de 8 MW, Ciudad
Bolivia de 25,92 MW, Cumanacoa de 8 MW, Dabajuro de 15 MW, El Piñal de 12
MW, El Vigia de 60 MW, Elorza de 5,7 MW, Fuerte Cayaurima de 16 MW, Gorsiño
Carrillo de 17 MW, Guasdualito de 15 MW, Guiria de 24 MW, La Concepción de 15
MW, La Tendida de 15 MW, La Y de Cunaviche de 4,3 MW, Libertad de 12,6 MW,
Monay de 29,5 MW, Pedro Gonzalez de 6 MW, Pijiguaos de 15 MW, Quisiro de 6
MW, San Carlos de 14,4 MW, Santa Ana de 4,8 MW, Socopó de 20,4 MW, Tres
21Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Picos de 8 MW, Tumeremo de 8 MW, Macanao (Venetur) 7,2 MW, Yaguaraparo de 8
MW y Yuban Ortega de 11 MW; mientras que con base a turbinas a gas, entraron en
operación las siguientes plantas: 1ra unidad de la Planta Alberto Lovera de 150 MW,
la Mariposa con 45 MW, la 1ra unidad de la Planta La Raisa de 60 MW, la Planta
Picure con 44 MW, dos unidades cada una de 85 MW en la Planta Termozulia IV, la
Planta tipo Barcaza Antonio Nicolás Briceño de 103,5 MW, así como 75 MW en la
Planta Luisa Cáceres, 30 MW en Planta Coro y 30 MW en Planta Táchira.
En la siguiente gráfica se muestra la distribución porcentual de la capacidad
instalada para el 2010, donde la participación mayoritaria en el total nacional la tiene
la filial EDELCA con un 56% seguida por CADAFE, EDC y ENELVEN con un 22%,
9% y 8% respectivamente.
Capacidad Instalada de las Filiales de CORPOELEC y de los Generadores Independientes (%) - Año 2010
TERMOBARRANCAS1% TURBOVEN
0%
CADAFE22%
EDELCA56%
EDC9%
ENELVEN8%
ELEVAL1%
ENELBAR1%
ENELCO0%
SENECA2%
SECTOR PETROLERO ORIENTAL
0%
22Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Capacidad de Generación Instalada por Fuente Primaria
Del total instalado en el SEN 24.800,8 MW, el 59% son de origen hidráulico (14.622
MW) y el restante 41% de origen térmico (10.178,8 MW), este último se descompone
en 17% de turbinas a vapor (4.246 MW), 16% de turbinas a gas (3.941,8 MW), 4%
de motores de generación distribuida (1.050,9 MW) y 4% de ciclo combinado (940
MW); la gráfica siguiente muestra el desglose por fuente primaria de la capacidad
instalada.
Capacidad Instalada por Fuente Primaria (%) - Año 2010
Térmico a Vapor17%
Térmico a Gas16%
Ciclo Combinado4%
Motores Generación Distribuida
4%
Hidráulica59%
La participación del componente térmico en el SEN pasa de 38% en el 2009 a 41%
en el 2010. Esta variación neta obedece a la inclusión en el sistema de 1.242,6 MW
de generación térmica de los cuales 535 MW corresponden a generación distribuida
y los restantes 707,5 MW están asociados a la inclusión en el sistema de turbinas a
gas; así mismo se retiran del sistema 150 MW de origen térmico conformados por
120 MW asociados a las unidades N° 3 y 4 en la planta Josefa Joaquina Sánchez
Bastidas y la transferencia de las unidades N° 1 y 2 de 15 MW cada una de la planta
de generación distribuida Punto Fijo hacia las plantas también de generación
distribuida Guanapa y Dabajuro.
El cuadro siguiente presenta el detalle de la capacidad de generación instalada del
SEN por fuente primaria para el año 2010.
23Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Capacidad Instalada por Fuente Primaria - Año 2010 Tipo (KW)
Filiales y Generadores Independientes
Térmico a
Vapor
Térmico a
Gas
Ciclo
Combinado
Motores
Generación
Distribuida
Hidráulica Total
CADAFE 2.000.000 1.932.650 0 869.440 645.000 5.447.090 EDELCA 0 0 0 0 13.977.000 13.977.000
EDC 1.586.000 554.000 0 0 0 2.140.000 ENELVEN 660.000 437.800 940.000 6.500 0 2.044.300 ELEVAL 0 201.979 0 0 0 201.979
ENELBAR 0 250.000 0 0 0 250.000 ENELCO 0 40.000 0 0 0 40.000 SENECA 0 295.410 0 175.000 0 470.410
SECTOR PETROLERO
ORIENTAL
0
40.000 0
0 0
40.000
TERMOBARRANCAS 0 150.000 0 0 0 150.000 TURBOVEN 0 40.000 0 0 0 40.000
SISTEMA 4.246.000 3.941.839 940.000 1.050.940 14.622.000 24.800.779
En la tabla de la página siguiente se muestra el detalle por planta del parque de
generación instalado en el SEN para el año 2010, indicando adicionalmente la
Energía Promedio y Firme por planta.
Planta de Generación Distribuida Fuerte Cayaurima, Edo. Bolivar
24Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Plantas de Generación del SEN - Año 2010
Nombre de la Planta N° Unidades
Combustible Disponible
Empresa Capacidad Nominal (kW)
Energía Promedio
(MWh)
Energía Firme (MWh)
Ubicación de la Planta
ANTONIO JOSÉ DE SUCRE
20 - EDELCA 2.930.000 15.200.000 13.200.000
Pto. Ordaz (Edo. Bolívar)
FRANCISCO DE MIRANDA
12 - EDELCA 2.196.000 12.950.000 12.400.000
Caruachi (Edo. Bolívar)
JOSÉ A. PÁEZ 4 - CADAFE 240.000 932.000 747.000 Santo Domingo (Edo. Mérida)
JUAN A. RODRÍGUEZ 2 - CADAFE 80.000 386.000 303.000 Barinas (Edo. Barinas)
LEONARDO RUIZ PINEDA
Ó
2 - CADAFE 300.000 1.243.000 1.147.000 Uribante Caparo (Edo. Táchira)
MASPARRO
2
-
CADAFE
25.000
130.000
120.000
Barinas (Edo. Barinas)
Hid
rául
ica
SIMÓN BOLÍVAR (GURI I, II)
20 - EDELCA 8.851.000 46.650.000 39.400.000
Guri (Edo. Bolívar)
ALFREDO SALAZAR 3 Gas CADAFE 210.000 1.287.720 - Anaco (Edo. Anzoategui)
ALBERTO LOVERA 1 Gas/Gasoil CADAFE 150.000 919.800 - Estado Anzoátegui
ANTONIO NICOLÁS BRICEÑO
1 Gasoil ENELVEN 103.500 634.662 -
Costa Oriental del Lago (Estado Zulia)
ARGIMIRO GABALDÓN
3 Gas/Gasoil ENELBAR 120.000 735.840 - Barquisimeto (Edo. Lara)
CASIGUA 3 Gas/Gasoil ENELVEN 61.600 377.731 - Casigua (Edo. Zulia)
DABAJURO (distribuida)
1 Gasoil CADAFE 20.000 122.640 - Dabajuro (Edo. Falcón)
ENELBAR 7 Gas/Gasoil ENELBAR 130.000 797.160 - Barquisimeto (Edo. Lara)
GUANTA 2 Gas CADAFE 140.000 858.480 - Guanta (Edo. Anzoategui)
JOSÉ MARÍA ESPAÑA
5 Gas/Gasoil LA EDC 450.000 2.759.400 - Caracas (Edo.Miranda)
JOSEFA CAMEJO 3 Gas/Gasoil CADAFE 450.000 2.759.400 - Paraguaná (Edo. Falcón)
JUSEPÍN 1 Gas PDVSA 20.000 122.640 - Jusepín (Edo. Monagas)
LA MARIPOSA 1 Gas/Gasoil CADAFE 45.000 275.940 - Estado Miranda
LA RAISA
1
Gas/Gasoil
EDC
60.000
367.920
-
Charallave (Edo. Miranda)
LUISA CÁCERES 12 Gasoil SENECA 295.410 1.811.454 - Isla de Margarita (Edo. Nueva Esparta)
PEDRO CAMEJO 2 Gas CADAFE 300.000 1.839.600 - Valencia (Edo. Carabobo)
PICURE 2 Gas/Gasoil EDC 44.000 269.808 - Estado Vargas
PLANTA CASTILLITO
3 Gas ELEVAL 60.742 372.470 - Valencia (Edo. Carabobo)
PLANTA CORO 6 Gasoil CADAFE 101.250 620.865 - Coro (Edo. Falcón)
PLANTA DEL ESTE 8 Gas ELEVAL 141.237 866.065 - Valencia (Edo. Carabobo)
PLANTA TÁCHIRA 10 Gasoil CADAFE 247.400 1.517.057 - La Fría (Edo. Táchira)
PUNTO FIJO 8 Gas/Gasoil CADAFE 199.000 1.220.268 - Punto Fijo (Edo. Falcón)
RAFAEL URDANETA 9 Gas/Gasoil ENELVEN 236.700 1.451.444 - Maracaibo (Edo. Zulia)
SAN FERNANDO 2 Gasoil CADAFE 60.000 367.920 - San Fernándo (Edo. Apure)
SAN LORENZO 2 Gas ENELCO 40.000 245.280 - Cabimas (Edo. Zulia)
SANTA BÁRBARA (ORIENTE)
1 Gas PDVSA 20.000 122.640 - Santa Bárbara (Edo. Monagas)
SANTA BÁRBARA (OCCIDENTE)
2 Gas ENELVEN 36.000 220.752 - Santa Bàrbara (Edo. Zulia)
TERMOBARRANCAS II
1 Gas TERMOBARRANC
150.000 919.800 - Edo. Barinas
TUCUPITA (distribuida)
1 Gasoil CADAFE 10.000 61.320 - Tucupita (Edo. Delta Amacuro)
Turb
ogas
TURBOVEN 2 Gas TURBOVEN
40.000 245.280 - Edo. Aragua
25Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Plantas de Generación del SEN - Año 2010 (Continuación)
Nombre de la Planta N° Unidades
Combustible Disponible Empresa
Capacidad Nominal
(kW)
Energía Promedio
(MWh)
Energía Firme (MWh)
Ubicación de la Planta
JOSEFA JOAQUINA SÁNCHEZ
6 Gas/Fueloil LA EDC 1.586.000
9.725.352
- Tacoa y Arrecifes (Estado Vargas)
PLANTA CENTRO (1 y 2)
2 Gas CADAFE 800.000 4.905.600 - Morón (Edo. Carabobo)
PLANTA CENTRO (3,4 y 5)
3 Fueloil CADAFE 1.200.000 7.358.400 - Morón (Edo. Carabobo)
RAMÓN LAGUNA (13 y 14)
2 Gas ENELVEN 174.000 1.066.968 - Maracaibo (Edo. Zulia)
Torb
ovap
or
RAMÓN LAGUNA (15, 16 y 17)
3 Gas/Fueloil ENELVEN 486.000 2.980.152 - Maracaibo (Edo. Zulia)
PLANTA CENTRO (1 y 2)
2 Gas CADAFE 800.000 4.905.600 - Morón (Edo. Carabobo)
PLANTA CENTRO (3,4 y 5)
3 Fueloil CADAFE 1.200.000 7.358.400 - Morón (Edo. Carabobo)
RAMÓN LAGUNA (13 y 14)
2 Gas ENELVEN 174.000 1.066.968 - Maracaibo (Edo. Zulia)
RAMÓN LAGUNA (15, 16 y 17)
3 Gas/Fueloil ENELVEN 486.000 2.980.152 - Maracaibo (Edo. Zulia)
ARISMENDI 1 Gasoil CADAFE 4.320 24.598 - Edo. Barinas BARRANCA DEL
ORINOCO 1 Gasoil CADAFE 10.000 56.940 - Edo. Delta Amacuro
BARRANCAS DE BARINAS 1 Gasoil CADAFE 10.800 61.495 - Estado Barinas
BARRANCAS DE MARGARITA 1 Gasoil SENECA 14.400 81.994 - Estado Nueva
Esparta
BAVALLE I Y II 1 Gasoil CADAFE 13.500 76.869 - Estado Anzoátegui
BOCA DE RIO 1 Gasoil SENECA 15.000 85.410 - Edo. Nueva Esparta CAICARA DE
MATURÍN 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Monagas
CAICARA DEL ORINOCO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Estado Bolívar
CAMAGUÁN 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Guárico
CAMATAGUA 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Aragua
CANÓDROMO 1 Gasoil SENECA 21.600 122.990 - Estado Nueva Esparta
CANTARRANA 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Miranda
CANTAURA 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Anzoátegui
CAÑO ZANCUDO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Santa Elena de Arenales (Edo. Mérida)
CARIPE 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Monagas
CARIPITO 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Caripito (Edo. Monagas)
CARÚPANO 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Sucre CIUDAD BOLIVIA
I, II Y III 3 Gasoil CADAFE 25.920 147.588 - Estado Barinas
CLARINES 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Anzoategui
COLONCITO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Táchira
CORINSA 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Aragua CORO III 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Falcón
Gen
erac
ión
Dis
trib
uida
CRUZ PERAZA 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Edo. Monagas
26Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Nombre de la Planta N° Unidades
Combustible Disponible Empresa
Capacidad Nominal
(kW)
Energía Promedio
(MWh)
Energía Firme (MWh)
Ubicación de la Planta
CUATRO ESQUINAS 1 Gasoil ENELVEN 6.500 37.011 - Cuatro Esquinas
(Edo. Zulia)
CUMANACOA 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Sucre
DABAJURO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Dabajuro (Estado Falcón)
EL CUARTEL 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Barcelona (Edo. Anzoátegui)
EL PIÑAL 1 Gasoil CADAFE 12.000 68.328 - San Rafael del Piñal (Estado. Táchira)
EL RINCON 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Anzoategui EL VIGÍA I, II, III y
IV 4 Gasoil CADAFE 60.000 341.640 - Estado Mérida
ELORZA 1 Gasoil CADAFE 5.700 32.456 - Estado Apure FUERTE
CAYAURIMA 1 Gasoil CADAFE 16.000 91.104 - Estado Bolívar GORSIÑO CARRILLO 1 Gasoil CADAFE 17.000 96.798 - Mérida (Estado
Mérida)GUANAPA 3 Gasoil CADAFE 45.000 256.230 - Edo. Barinas
GUASDUALITO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Estado Apure
GUIRIA I, II Y III 3 Gasoil CADAFE 24.000 136.656 - Estado Sucre
LA CONCEPCIÓN 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Estado Trujillo
LA FRIA I y II 2 Gasoil CADAFE 30.000 170.820 - Edo. Táchira LA TENDIDA 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Estado Táchira
LA Y DE CUNAVICHE 1 Gasoil CADAFE 4.300 24.484 - Estado Apure
LAS HERNÁDEZ 2 Gasoil SENECA 30.000 170.820 - Edo. Nueva Esparta
LIBERTAD 1 Gasoil CADAFE 12.600 71.744 - Estado Barinas
LOS MILLANES 1 Gasoil SENECA 15.000 85.410 - Edo. Nueva Esparta LUISA CÁCERES 1 Gasoil SENECA 11.800 67.189 - Edo. Nueva Esparta
LUISA CÁCERES I - VI 6 Gasoil SENECA 69.600 396.302 - Edo. Nueva Esparta
MACANAO (VENETUR) 1 Gasoil SENECA 7.200 40.997 - Estado Nueva
EspartaMANTECAL 1 Gasoil CADAFE 7.200 40.997 - Edo. Apure
MONAY I, II, III Y IV
4 Gasoil CADAFE 29.500 167.973 - Estado Trujillo
PALO NEGRO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Aragua PEDRO
GONZALEZ 1 Gasoil SENECA 6.000 34.164 - Estado Nueva Esparta
PIJIGUAOS 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Estado Bolívar
PTO. AYACUCHO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Amazonas PUERTO NUTRIAS
1 Gasoil CADAFE 5.400 30.748 - Edo. Barinas
QUISIRO 1 Gasoil CADAFE 6.000 34.164 - Estado Zulia
SAN CARLOS 1 Gasoil CADAFE 14.400 81.994 - Estado Zulia
SAN FERNANDO 1 Gasoil CADAFE 30.000 170.820 - Edo. Apure SAN JACINTO I y
II 2 Gasoil CADAFE 16.000 91.104 - Estado Aragua
SANTA ANA 1 Gasoil CADAFE 4.800 27.331 - Estado Anzoátegui
SOCOPÓ I Y II 2 Gasoil CADAFE 20.400 116.158 - Estado Barinas
TEMBLADOR 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Edo. Monagas
27Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Nombre de la Planta N° Unidades
Combustible Disponible Empresa
Capacidad Nominal
(kW)
Energía Promedio
(MWh)
Energía Firme (MWh)
Ubicación de la Planta
TRES PICOS 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Sucre
TUMEREMO 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Bolívar
UNIVERSIDAD 1 Gasoil CADAFE 20.000 113.880 - Edo. Monagas
UREÑA 1 Gasoil CADAFE 10.000 56.940 - Edo. Táchira
YAGUARAPARO 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Sucre
YUBAN ORTEGA 1 Gasoil CADAFE 11.000 62.634 - Mérida (Estado Mérida)
TERMOZULIA I 3 Gas/Gasoil ENELVEN 470.000 2.882.040 - Maracaibo (Edo. Zulia)
TERMOZULIA II 2 Gas/Gasoil ENELVEN 300.000 1.839.600 - Maracaibo (Edo. Zulia)
Cic
lo C
ombi
nado
TERMOZULIA IV 2 Gas ENELVEN 170.000 1.042.440 - Maracaibo (Edo. Zulia)
Total SISTEMA 279 24.800.779 139.446.961
TOTAL HIDRÁULICA 62 14.622.000 77.491.000
TOTAL TURBOVAPOR 16 4.246.000 26.036.472
TOTAL TURBOGAS 103 3.941.839 24.171.357
TOTAL DE MOTORES
GENERACIÓN 91 1.050.940 5.984.052
SEN
TOTAL CICLO COMBINADO 7 940.000 5.764.080
A continuación se muestra en el mapa de la República Bolivariana de Venezuela, la
distribución geográfica de la generación nacional.
28Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Distribución de la Generación del Sistema Eléctrico Nacional - Año 2010
Red Troncal de Transmisión
El SEN interconecta los sistemas de generación de las empresas filiales a través de
la Red Troncal de Transmisión RTT, conformada principalmente por líneas de 765
kV, 400 kV y 230 kV, destacándose el enlace Guayana-Centro Occidente de 765 kV
cuya longitud alcanza los 2.083 kms.
Durante el año 2010 se incorporan a la red troncal de transmisión del SEN 199
kilómetros de líneas que corresponden a la puesta en servicio de la 2da línea
Arenosa – Yaracuy a 765 kV de longitud 153 km, línea Palito Blanco – Termozulia a
230 kV de longitud 46 km. En cuanto al sistema de transformación en el 2010 se
incorporaron 1.533 MVA de los cuales 1.000 MVA corresponden al
autotransformador N° 2 de 765/230 kV de la S/E Yaracuy, 333 MVA
correspondientes al autotransformador en la S/E Palito Blanco 230/138 kV y 200
B R A S I L
C O L O M B I A
M A R C A R I B E
ZONA
EN
RECLAMACIÓN
B R A S I L
C O L O M B I A
M A R C A R I B E
ZONA
EN
RECLAMACIÓN
R. Laguna
Santa Bárbara
TZCCI y TZCCII
Rafael UrdanetaTZCCIV San
Lorenzo
Punto FijoJosefa Camejo
Planta CoroGD Coro
DabajuroGD Dabajuro
EnelbarArgimiroGabaldón
Casigua
GD Cuatro Esquinas
Planta Táchira
Leonardo R. Pineda
Masparro
JoséA.Páez Juan A.Rodríguez
Termobarrancas
GD Mantecal
GD Achaguas
SanFernando
GD Camaguán
Jusepin
Santa BárbaraTucupita
GD Barrancadel Orinoco
GD Puerto Ayacucho
Antonio José de SucreFrancisco de Miranda
Simón Bolívar
José J.Sanchez
JoséM.España GD Cantarrana
PlantaCentro
Pedro CamejoTurboven
CastillitoP. del Este
Luisa CáceresGD AricaguaGD Barrancas de MargaritaGD Boca de RioGD CanódromoGD Las Hernández I y IIGD Luisa Cáceres I, II, III, IV, V y VIGD Los MillanesGD Macanao (Venetur)GD Pedro González
ELEVAL
Generadores Independientes
HidroTérmicaFilial de CORPOELEC, Generadores Independientes
ENELBAR
ENELVEN
EDC
EDELCA
CADAFE
ELEVAL
Generadores Independientes
HidroTérmicaFilial de CORPOELEC, Generadores Independientes
ENELBAR
ENELVEN
EDC
EDELCA
CADAFE
AntonioNícolasBriceño
Picure GD CarúpanoGD CumanacoaGD Guiria I,II y IIIGD Tres PicosGD Yaguaraparo
GD Caño de ZancudoGD El Vigía I,II,III y IVGD Gorsiño CarrilloGD Yubán Ortega
GD Guasdualito
GD Caicara del Orinoco
GD Fuerte Cayaurima
GD Pijiguaos
GD Tumeremo
GD Aragua de MaturínGD Caicara de MaturínGD CaripeGD CaripitoGD Cruz PerazaGD Temblador
Universidad
Alfredo Salazar
Guanta
GD Aragua de BarcelonaGD Bavalle I y IIGD CantauraGD ClarinesGD CuartelGD El RincónGD Santa Ana
GD CamataguaGD CorinsaGD Palo NegroGD San Jacinto I y II
GD ColoncitoGD La Fría I y IIGD La TendidaGD El PiñalGD Ureña
GD Elorza
La Raisa
GD ArismendiGD Barrancas de BarinasGD Bolivia I, II y IIIGD Ciudad GD GuanapaGD LibertadGD Puerto NutriasGD Socopó I y II
GD La Y de Cunaviche
GD Monay I, II, III y IVGD La Concepción
La Mariposa
Alberto Lovera
GD San CarlosGD Quisiro
GD Tucupita
PLANTAS DE GENERACIÓN
29Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
MVA al autotransformador en la S/E Barbacoa I de 230/115 kV, así mismo se
incorporaron al sistema 380 MVAr de capacidad reactiva.
A continuación se muestra en forma gráfica, el inventario de las redes de transmisión
de la RTT para diciembre del 2010, indicando las longitudes totales de las líneas
operadas por el Despacho de Carga Central, discriminadas por niveles de tensión.
Red Troncal de Transmisión del Sistema Eléctrico Nacional – Año 2010
B R A S I L
C O L O M B I A
M A R C A R I B E
GUYANA ESEQUIBA(ZONA EN RECLAMACIÓN)
GuriMalena
OMZ
YaracuyPta. Centro
La Canoa
Santa Teresa
Casanay
ElIndio
San Mateo
Cuestecitas
Cabudare
ElCorozo
Morochas
El Tablazo
Cdad.Bolívar
Buena Vista
Barbacoa I
Barquisimeto
ManzanoRincón
Pta. Piedra
Acarigua II
Convento
Papelón
Tiara
Aragua
Cuatricentenario
Cabimas
ElTigrePlanta Páez
Río Chico II
Barinas IV
LasFlores
Cdad.Guayana
Calabozo
Isla deMargarita
Bamari
Valle de la Pascua
L. Cáceres
Chacopata
Santa Elena
Boa Vista
Tibú La Fría II
Longitudes (km)Niveles de Tensión (kV)
115 y 138
230
400
765
311 (*)
7.195
3.606
2.236
Longitudes (km)Niveles de Tensión (kV)
115 y 138
230
400
765
311 (*)
7.195
3.606
2.236
SanGerónimo
ElFurrial
Palital
Guanta II
Barbacoa II
JoseDiego Losada
LaHorqueta
LaArenosa
San Fernando II
Termobarrancas
(*) incluye la línea La Fría II – Tibu en 115 kV
TzPalito Blanco
Refinería
El Vigía II
Uribante
Inos CamatuyMacaro
Caña de Azúcar
San Diego
Hidrocentro
Valencia
Isiro
San Agaton
Arreaga
Trinidad
RED TRONCAL DE TRANSMISIÓN
30Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Demanda Máxima de Potencia
La demanda máxima del sistema es el valor máximo de potencia neta horaria
determinado por el Centro de Control del Despacho Nacional, que considera todas
las empresas que conforman la Corporación Eléctrica Nacional.
El 13/10/10 a las 20:00 horas se registró la demanda máxima del SEN con 16.755
MW (incluye 524 MW de racionamiento), en la gráfica siguiente se observa como
durante todo el año 2010, la demanda máxima del SEN se ubica por debajo de la
curva del año 2009 e inclusive por debajo a los valores correspondientes al año
2008 en los periodos abril-agosto y octubre-noviembre, este comportamiento
obedece principalmente a la aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit de
Energía Eléctrica dirigidos a restablecer los niveles óptimos de operación del
embalse de Guri.
Distribución Mensual de la Demanda Máxima del SEN (MW) Período 2006-2010
14.000
15.000
16.000
17.000
18.000
Ene
Feb
Mar
Abr
May Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov Dic
MW
2006 2007 2008 2009 2010
En la gráfica anterior se muestra como para el año 2010 la demanda máxima de
potencia del SEN ocurre en el mes de octubre, coincidiendo con los años 2006, 2007
y 2008, en donde dicho valor había ocurrido en el período octubre – diciembre,
mientras que para el año 2009, el máximo anual ocurrió en el mes de septiembre.
31Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
En la gráfica siguiente se observa como las filiales CADAFE, EDELCA, EDC y
ENELVEN contribuyen en un 82% a formar el pico de demanda máxima del SEN,
restando un 18% cubierto por las filiales y cargas especiales ENELCO, ENELBAR,
ELEVAL, SENECA, el Sector Petrolero Oriental, Hidrocapital, Hidrocentro y Mineras
Loma de Níquel.
Participación de las Filiales de CORPOELEC y Cargas Especiales en la Demanda Máxima del SEN (%) - Año 2010
44,4%
15,5%
10,9% 11,4%
3,8% 4,0% 3,4% 2,7% 2,1% 1,8%
CADAFE EDELCA La EDCENELVEN ENELCO SECTOR PETROLERO ORIENTALENELBAR Hidrocapital - Hidrocentro - M ineras Loma de Niquel SENECAELEVAL
La demanda máxima del Sistema Eléctrico Nacional decreció durante el año 2010 en
3,36%, igualmente se muestran decrecimientos con respecto al año anterior para las
filiales: EDELCA, La EDC, ENELCO, ENELVEN, CADAFE y ENELBAR, con tasas
de decrecimiento de 14,29%, 8,52%, 2,34%, 1,76%, 1,45% y 0,31%
respectivamente; mientras que las cargas asociadas a la filial SENECA, Sector
Petrolero Oriental e Hidrológicas y Lomas de Níquel mostraron para el año 2010
crecimientos de 6,25%, 4,25%, 2,16% respectivamente.
En la gráfica siguiente se muestra para el año 2010 la evolución mensual de la
demanda máxima de potencia de cada filial, los valores son mostrados en relación a
las demandas máximas anuales de cada filial, observándose como en el 1er
trimestre del año, las filiales La EDC, ENELCO, ENELBAR, CADAFE y ELEVAL así
como la carga del Sector Petrolero Oriental alcanzan sus máximos anuales, en el
mes de septiembre el máximo anual se obtiene para la carga asociada a las
32Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Hidrológicas y Lomas de Níquel y la filial SENECA, mientras que para el mes de
octubre son las filiales EDELCA y ENELVEN las que alcanzan sus máximos
anuales.
Evolución Mensual de la Demanda Máxima de las Filiales de CORPOELEC y
las Cargas Especiales (MW) - Año 2010
Generación Neta
El total de energía neta generada durante el año 2010 en el Sistema Eléctrico
Nacional fue de 115.306 GWh decreciendo 6,6% respecto al valor obtenido el año
anterior. Del total neto generado el componente hidráulico alcanzó 76.661,6 GWh
(66,5%), mientras que el componente térmico totalizó 38.644,4 GWh (33,5%),
registrando un valor promedio mensual térmico de 3.220 GWh.
En Venezuela la generación hidráulica se encuentra ubicada en las regiones de
Guayana y Los Andes, mientras que la térmica tiene instalados sus principales
núcleos de producción en las regiones Capital, Central y Zuliana.
0,700,720,740,760,780,800,820,840,860,880,900,920,940,960,981,001,02
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
p.u.
CADAFE EDELCA La EDCENELVEN SECTOR PETROLERO ORIENTAL ENELCOENELBAR HIDROS + L.NIQUEL ELEVALSENECA
33Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
La distribución porcentual de la generación neta del SEN según la gráfica siguiente,
visualiza la participación mayoritaria por parte de EDELCA con un 65% totalizando
74.984 GWh, seguida por las filiales CADAFE, La EDC, y ENELVEN con 10,9%,
10,1%, y 8% respectivamente, mientras que SENECA, ELEVAL, ENELBAR,
ENELCO, Genevapca, Turboven, Termobarrancas y el Sector Petrolero Oriental
contribuyen con el 5,9% restante al total nacional durante el 2010.
Distribución Porcentual de la Generación Neta de las Filiales de Corpoelec y Generadores Independientes (%) - Año 2010
10,9%65,0%
10,1%
8,0%
0,4%1,1%1,3%1,7%1,4%0,1%
CADAFEEDELCALa EDCENELVENENELCOELEVALENELBARSENECAGENEVAPCA, TERMOBARRANCAS, TURBOVEN y CAAEZSECTOR PETROLERO
Contrastando los totales de energía neta generada del año 2010 con respecto al año
anterior, tenemos que las filiales EDELCA, La EDC, CADAFE, y ELEVAL, así como
GENEVAPCA generaron volúmenes inferiores con decrecimientos del 10,31%,
3,71%, 2,49%, 2,4% y 80,59% respectivamente, mientras que las filiales ENELBAR,
ENELCO, SENECA, ENELVEN, incrementaron su producción de energía en
58,38%, 40,6%, 9,03% y 6,55%, respectivamente; igualmente incrementaron la
energía aportada al sistema interconectado el Sector Petrolero Oriental, TURBOVEN
y TERMOBARRANCAS con incrementos porcentuales con respecto al año anterior
de 118,12%, 32,22% y 3,35% respectivamente.
34Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Generación Bruta por Tipo de Combustible
El parque térmico del SEN generó un total de 39.921 GWh en el año 2010, que
representa un aumento de 2,7% respecto al valor obtenido en el año 2009. De los
cuales 17.829 GWh se generaron utilizando como combustible primario el gas,
11.972 GWh empleando en su producción el gasoil mientras que los restantes
10.121 GWh, proviene de unidades que utilizan como combustible el fueloil.
En el acumulado anual, se observa incremento del 25,2% en la energía generada
bruta usando el gasoil como combustible primario (fuente), mientras que para el
total generado empleando gas ó fueloil se obtienen decrecimientos con respecto al
año anterior del 6,77% y 0,57% respectivamente.
Generación por Tipo de Combustible (GWh) - Año 2010
En cuanto a la distribución de la generación por tipo de combustible en el SEN, en la
gráfica anterior se observa como La EDC es la principal generadora empleando
como combustible primario el gas, con una participación del 42% en el total nacional,
que equivale a 7.417 GWh, seguida por las filiales CADAFE y ENELVEN con
participaciones del 19% y 14% que corresponden a 3.437 GWh y 2.411 GWh
respectivamente. En cuanto al fueloil destaca La EDC con participación en el total
generado nacional del 45% seguida por CADAFE y ENELVEN con participaciones
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
Gas Gasoil Fueloil
Fuente Primaria
GWh
CADAFE LA EDC ENELVEN ELEVAL ENELBAR ENELCO SENECA Genevapca, Termobarrancas, Turboven, CAAEZ y Sector Petrolero
17.8
09
11.9
92
10.1
21
35Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
del 28% y 26% respectivamente, totalizando valores anuales de 2.868 GWh y 2.678
GWh. Para el caso del gasoil, resaltan las filiales CADAFE y ENELVEN y como las
principales generadoras con participaciones en el total generado empleando este
combustible del 42% y 39%, que corresponden a 4.996 GWh y 4.714 GWh
respectivamente, seguidas por la filial SENECA con una participación en el total
nacional de 17% equivalentes a 2.004 GWh.
Energía Generada Bruta en Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP)
La generación de energía bruta en el SEN por medio de las cuatro fuentes
empleadas en Venezuela (gas, gasoil, fueloil e hidráulica), alcanzó durante el año
2010 un total de 116.702 GWh que equivalen a 70,3 millones de barriles
equivalentes de petróleo (MMBEP), este valor representa un decrecimiento de 6,5%
respecto al valor observado el año anterior, siendo el componente de origen
hidráulico el que disminuye con respecto al año anterior en 10,7% mientras que el
térmico se incrementó en 2,7%.
Energía Generada en Barriles Equivalentes de Petróleo (MMBEP) Período 2009 - 2010
46,2 51,7
6,16,17,2
5,810,7
11,5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2010 2009
MMBEP
Hidráulica Fueloil Gasoil Gas
70,3
75,1
36Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
En la gráfica anterior se observa que durante el 2010, empleando gas se generaron
10,7 millones BEP (17.829 GWh), por su parte la generación con gasoil fue de 7,2
millones BEP (11.972 GWh) mientras que la generación a fueloil contabilizó 6,1
millones BEP (10.121 GWh), lo que totaliza 24 millones BEP de energía generada
por medio de fuentes térmicas (39.921 GWh).
Del total generado en el año se obtuvieron por medio de fuentes hidráulicas 46,2
millones BEP (76.780 GWh), registrando un descenso de 10,7% con respecto al año
anterior.
Intercambios de Energía en el SEN
Los intercambios de energía que ocurrieron durante el año 2010 muestran los
efectos de un esquema de generación con la preponderancia del componente de
energía hidroeléctrica; descendiendo en esta oportunidad 6,31% los valores de
intercambio de EDELCA con el resto de las filiales para alcanzar un valor de cierre
de año de 56.050 GWh; lo antes expuesto es consecuencia de la presencia del
fenómeno climatológico El Niño, que produjo durante el 1er semestre del año un
descenso en los aportes que alimentan al embalse de Gurí y a la aplicación del Plan
Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica que indujo a un descenso en la
demanda.
Todas las filiales de CORPOELEC disminuyen sus intercambios de energía con el
sistema interconectado, mostrando los siguientes decrecimientos: La EDC con
38,71%, ENELVEN con 25,78%, ENELBAR con 18,39%, ENELCO con 16,52%,
SENECA con 14,2%, ELEVAL con 2,17% y CADAFE con 1,11%; mientras que
TURBOVEN y TERMOBARRABCAS incrementan los valores de intercambio con
respecto al año pasado en 32,22% y 3,35% respectivamente en contraposición con
la disminución durante el año del aporte que realiza GENEVAPCA, el cual descendió
en un 80,6%. En cuanto a los intercambios internacionales de energía en el sistema
nacional, se tiene que en el 2010 se exportaron 3,04 GWh hacia Colombia
(básicamente energía de regulación) lo que representa una disminución del 98,8%
37Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
respecto a los volúmenes intercambiados en el año anterior, en donde
principalmente ocurrieron en el sentido Colombia – Venezuela; para el caso del
intercambio con Brasil se exportaron durante el año 444,2 GWh decreciendo 29,4%
en comparación al valor del año 2009.
El diagrama siguiente muestra por filiales el intercambio neto acumulado durante el
año 2010, apreciándose como la energía suministrada por EDELCA, GENEVAPCA,
TERMOBARRANCAS, TURBOVEN suplen los requerimientos del resto de las filiales
y exporta energía a la nación de Brasil.
Intercambio Neto en el SEN - Año 2010 (GWh)
CADAFE EDELCA EDC ENELVEN ENELCO ENELBAR ELEVAL SENECA SP Ori
37.005 56.050 1.311 3.042 3.947 2.533 1.002 375 4.413
3,0
0,0
-447 444
1.575 3.029
521
Sistema de TransmisiónColombia(El Corozo San Mateo)
Colombia (Cuatricentenario-Cuestecitas)
Santa Elena Boa Vista
Minera Loma Niquel
HidrológicasTermobarranca + Genevapca +
Turboven + CAAEZ
Energía Suministrada
El Sistema Eléctrico Nacional consumió durante el año 2010 un total de 114.859
GWh, lo que representa un decrecimiento de 6,68% respecto al total consumido
durante el año anterior, en contraste al valor creciente alcanzado en el período
anterior 2009/2008 de 4,55%. Adicional a ello se incrementa en un 20,05% con
respecto al año anterior el intercambio neto con las naciones de Colombia y Brasil
equivalente al 0,39% del total consumido nacional.
38Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
En el año 2010 todas las filiales excepto SENECA registran decrecimientos en la
energía suministrada con respecto al año anterior, encontrándose EDELCA con
-20,38%, ENELCO con -13,21%, La EDC con -8,96%, ENELVEN con -3,82%,
ELEVAL con -2,3%, CADAFE con -1,47% y ENELBAR con -0,7% así como las
Hidrológicas y Lomas de Níquel con -6,33% mientras que para SENECA y el Sector
Petrolero Oriental la energía suministrada se incrementó durante el año en 4,55% y
0,29% respectivamente.
Destaca que de la variación de energía suministrada con respecto al año anterior, la
filial EDELCA contribuyó en un 58% seguida por La EDC, CADAFE y ENELVEN con
un 15%, 9% y 6% respectivamente.
En la gráfica anexa se muestran las magnitudes de generación propia versus la
energía consumida asociada a cada área servida por las filiales de CORPOELEC.
En ella se observa como las filiales La EDC, SENECA, ENELVEN y ELEVAL
cubrieron su demanda de energía durante el 2010 en más de un 50% con
generación propia, mientras que las filiales ENELBAR, CADAFE, ENELCO y el
Sector Petrolero Oriental satisficieron su demanda de energía haciendo uso
mayoritariamente de la energía intercambiada a través del SEN.
Generación/Consumo en las Filiales de Corpoelec* (%) - Año 2010
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
CA
DA
FE
La E
DC
EN
ELV
EN
ELE
VA
L
EN
ELB
AR
EN
ELC
O
SE
NE
CA
Sec
tor
Pet
role
ro
39Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Distribución Porcentual del Consumo de Energía de las Filiales (%) - Año 2010
3%
44%
16%
11%
11%
2%3%
4%2% 4%
CADAFE
EDELCA
La EDC
ENELVEN
ELEVAL
ENELBAR
ENELCO
SENECA
Sector Petrolero
Lomas de Níquel eHidrológicas
En cuanto a la distribución del consumo de energía del SEN, se observa como las
filiales CADAFE y EDELCA comparten el 60% del total nacional (44% y 16%
respectivamente), seguidas en orden de participación por las filiales La EDC y
ENELVEN con participaciones alrededor del 11%, mientras que el restante 18% lo
comparten en orden de participación, las filiales ENELCO, Sector Petrolero oriental,
Lomas de Níquel e Hidrológicas, ENELBAR, ELEVAL y SENECA.
Consumo de Combustible
El consumo de gas asociado a las plantas de generación térmica para el 2010
disminuyó con respecto al año anterior en 412 MM m3 lo que representa un
decrecimiento del 6,6%, totalizando en el año 5.926 MM m3 que equivalen a 34,31
millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP).
40Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Consumo de Gas por Filiales de CORPOELEC y Generadores Independientes (MM m3) Período 2009-2010
2.454 2.578
1.0921.501
532
331637715
510483
571
576
132155
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
2010 2009
MM m3
La EDC CADAFE ELEVAL ENELBAR ENELVEN ENELCO Genevapca, Termobarrancas, Turboven y Sector Petrolero
6.33
8
5.92
6
Según la gráfica anexa todas las filiales a excepción de ENELBAR disminuyeron su
consumo con respecto al año anterior, resaltando a CADAFE, ENELCO y ENELVEN
con tasas de decrecimiento 27%, 15% y 11% respectivamente, resalta La EDC con
una participación del 41% consumiendo 2.454 MM m3.
Por otra parte el consumo de fueloil en el SEN disminuye respecto al año anterior en
0,78% alcanzando 2,73 millones de toneladas que equivalen a 18,2 millones de
barriles equivalentes de petróleo (MMBEP). Se observa una disminución en el
consumo de fueloil en la filial CADAFE con una tasa de decrecimiento de 16,7% en
contraposición a las filiales ENELVEN y La EDC que experimentaron variaciones
con respecto al año anterior del 10,2% y 5,6% respectivamente. Destaca La EDC
como el mayor consumidor de fueloil con un consumo anual de 1,17 millones de
toneladas, que equivale a una participación del 43% en el total nacional.
41Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Consumo de Fueloil por Filiales de CORPOELEC y Generadores Independientes (Miles Ton) - Período 2009-2010
777 933
714786
1.1081170
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
2010 2009
Miles de Toneladas
ENELVEN CADAFE La EDC
2.73
3
755
En cuanto al consumo de gasoil a nivel nacional se registra un aumento de 25,4%
con respecto al año anterior, totalizando para el año 3.958 millones de litros que
equivalen a 13,8 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP); las filiales
que experimentan incrementos en el consumo de gasoil con respecto al año anterior
son: La EDC, CADAFE, ENELVEN y SENECA, cuyos crecimientos son de 59%,
54%, 19% y 4% respectivamente. La mayor participación en el consumo anual de
gasoil lo registra CADAFE con un consumo de 1.634,9 millones de litros que
representan el 41% del total nacional.
42Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Consumo de Gasoil por Filiales de CORPOELEC y Generadores Independientes (MM Lts) - Período 2009-2010
717,60
690,2
102,58934630,1
46,48
0
1.270,41513,31
1.063,2
1634,90
37,89 0,14 7,55
35,1
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
2010 2009
MM Litros
ENELVEN CADAFE SENECA Genevapca, Termobarrancas, CAAEZ y Turboven La EDC ENELBAR ENELCO ELEVAL
3958
3.16
3
La cantidad de combustibles líquidos y gas empleados para generar 39.921 GWh de
energía bruta durante el 2010 corresponden a un consumo de 66,3 millones de
barriles equivalentes de petróleo (MMBEP), que representan un decrecimiento de
1,79% respecto al año 2009 y una eficiencia equivalente del parque térmico del 36%.
Consumo de Combustible del Parque de Generación Térmico Millones de Barriles Equivalentes de Petróleo – Año 2010
13,8
34,3
18,2
0
10
20
30
40
Gas Gasoil Fueloil
MMBEP
43Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Indicadores del Embalse de Guri
Para el año 2010 los aportes promedios al embalse de Guri estuvieron cercanos a
los mínimos históricos para luego repuntar a mediados de año ubicándose cercanos
a los máximos históricos y hasta marcar en diez y siete (17) oportunidades nuevos
máximos. El caudal promedio acumulado anual para el año 2010 logra un promedio
anual de 6.108 m3/seg lo que representa un 27% por encima de la media histórica,
siendo el aporte promedio mínimo diario de 403 m3/seg ocurrido en el mes de marzo
y el máximo de 15.147 m3/seg ocurrido en el mes de junio.
Aportes Promedio Diarios al Embalse de Guri (m3 / seg) - Año 2010
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
01-E
ne
01-M
ar
01-M
ay
01-J
ul
01-S
ep
01-N
ov
01-E
ne
m3 / seg
Máximo Histórico Promedio HistóricoMínimo Histórico Año 2010
Por su parte, la cota registrada en el embalse de Guri para el 31 de Diciembre de
2010 fue de 271,01 m.s.n.m. descendiendo 9,45 m con respecto al cierre del año
anterior; por su parte la mínima cota durante el año fue de 248,04 m alcanzada el 10
de mayo, encontrándose 13,52 m por debajo de la cota mínima correspondiente al
año anterior.
44Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Es importante mencionar que en el año 2010 se abrieron las compuertas de los
aliviaderos del embalse de Guri durante los meses de agosto, septiembre, octubre,
noviembre y diciembre, registrándose un caudal de alivio promedio en estos meses
de 1.003 m3/seg.
Cota del Embalse de Guri (m.s.n.m.) Período 2003-2010
240
245
250
255
260
265
270
275
01-E
ne
01-M
ay
01-S
ep
01-E
ne
01-M
ay
01-S
ep
01-E
ne
01-M
ay
01-S
ep
01-E
ne
01-M
ay
01-S
ep
01-E
ne
01-M
ay
01-S
ep
01-E
ne
01-M
ay
01-S
ep
01-E
ne
01-M
ay
01-S
ep
01-E
ne
01-M
ay
01-S
ep
m.s.n.m.
20102009200820072006200520042003
Indicadores de Desempeño del SEN
Continuidad del Suministro
En esta sección se detallan los indicadores definidos para medir la continuidad del
suministro en el SEN: La carga promedio anual interrumpida (PPI), la duración
promedio anual de interrupción (TPR) y el índice de severidad (IS).
45Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Es importante destacar que para el cálculo de estos indicadores, se toman en cuenta
las interrupciones mayores a 100 MW causadas tanto por trabajos planificados en la
red, como las causadas por incidentes en las instalaciones de generación,
transmisión y distribución.
Carga Promedio Anual Interrumpida - PPI
Este indicador refleja la carga promedio anual que sería interrumpida ante una
perturbación mayor en el SEN. Se obtiene de la suma de la energía asociada a
todas las interrupciones mayores a 100 MW entre la suma del tiempo equivalente al
total de carga interrumpida ante fallas mayores a 100 MW.
PPI = ∑ ENS / ∑TEM
Donde:
ENS: Energía no servida asociada a las perturbaciones mayores a 100 MW.
TEM: Tiempo equivalente al total de carga interrumpida.
Duración Promedio Anual de Interrupción TPR
Este indicador mide la duración promedio anual en minutos debido a una
interrupción del suministro en el sistema. Se obtiene de la sumatoria del tiempo
asociado a las interrupciones mayores a 100 MW, entre el número de eventos con
interrupciones mayores a 100 MW.
TPR = ∑ TPE
NE
Donde:
TPE: Tiempo de interrupción por evento.
NE: Número de eventos con interrupciones.
46Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Indice de Severidad - IS
Este indicador representa la proporción anual de la energía no servida en el sistema
interconectado nacional con respecto al total de energía consumida. Se obtiene del
cálculo de la energía no servida ante perturbaciones mayores a 100 MW, entre el
consumo de energía anual del sistema.
IS = ∑ ENS*100
EC
Donde:
ENS: Energía no servida en las perturbaciones mayores a 100 MW.
EC: Consumo de energía.
A continuación se presentan los Indicadores de Continuidad en el Suministro para el
período 2008-2010, es importante resaltar el impacto que tiene sobre los indicadores
la energía no servida producto de la implantación durante el año 2010, del Plan de
Racionamiento Programado enmarcado dentro de las medidas señaladas en el Plan
Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica, el cual condujo a
racionamientos programados sobre el sistema que totalizaron 1.086,49 GWh de
energía no servida, lo que representa el 1% del total de energía suministrada en el
país durante el año.
47Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Carga Promedio Anual Interrumpida PPI (MW) Período 2008-2010
695
417
846
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
2008 2009 2010
MW
En la gráfica anexa se observa como durante el 2010 la carga promedio anual
interrumpida (PPI), muestra el valor más alto en los últimos tres años, registrando un
crecimiento del 103% con respecto al año anterior.
Duración Promedio Anual de Interrupción TPR (HRS) - Período 2008-2010
3,374,53
9,03R2 = 1
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
2008 2009 2010
Hrs
48Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
En cuanto a la duración promedio anual de interrupción (TPR), se observa como
para el año 2010 el indicador continúa con la tendencia creciente acentuando en
este año la tendencia exponencial, de tal forma que casi duplica al valor obtenido el
año anterior.
Porcentaje Interrumpido de la Energía Consumida IS (%) - Período 2008-2010
0,140
0,367
1,094
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
1,25
1,50
2008 2009 2010
%
Por su parte el Índice de Severidad (IS) el cual mide el porcentaje interrumpido de la
energía consumida durante el año 2010, se incrementa en 198% respecto al año
anterior, pasando ha ser este el valor más alto registrado en el último trienio.
Desempeño de las Líneas de Transmisión
En esta sección se presenta el desempeño de las líneas de transmisión
pertenecientes a la red troncal del SEN, el cual es evaluado con base en los
siguientes indicadores:
49Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Número Total de Interrupciones por Kilómetro de Línea
Indica la relación entre el número de desconexiones de la línea y su longitud. Se
determina mediante la siguiente ecuación:
Fkms = N° Desconexiones
LongLínea
Donde:
Fkms: Desconexiones por kilómetros de línea.
Nº Desconexiones: Número de desconexiones ocurridas durante el período.
LongLínea: Longitud de la línea medida en kilómetros.
Tiempo Promedio de Interrupción
Es el tiempo promedio de desconexiones de la línea y está representado por la
siguiente ecuación:
TProm = N° HorasDesconexiones
N° Desconexiones
Donde:
TProm: Tiempo Promedio de Interrupción
Nº Desconexiones: Número de desconexiones ocurridas durante el período.
Nº Horas Desconexiones: Número de horas en desconexión durante el período.
Tiempo Total de Interrupciones por Kilómetro de Línea
Representa la relación entre las horas de desconexión de la línea y su longitud. Está
determinada por la siguiente ecuación:
TFkms = N° HorasDesconexiones
LongLínea
50Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Donde:
TFkms: Tiempo total de interrupción por kilómetro de línea.
Nº HorasDesconexiones: Número de horas en desconexión durante el período.
LongLínea: Longitud de la línea medida en kilómetros.
A continuación se muestra para el año 2010, el desempeño de las líneas de
transmisión que integran la Red Troncal de Transmisión a través de sus indicadores
relevantes.
Planta de Generación Distribuida Guiria, Edo. Sucre
51Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Indisponibilidad de Las Líneas de Transmisión de La RTT - Año 2010
Líneas de Transmisión Tensión Longitud Indisponibilidad
forzada
Indisponibilidad programada
Nº interrup por km de linea
Tiempo total
interrup. x km de
línea (horas)
Tiempo promedio interrup (horas)
(kV) (km) Horas Nº de interrup % Horas Nº de
interrup %
ARENOSA - YARACUY 1 765 123 0,17 1 0,002 16,83 4 0,192 0,0407 0,1382 3,4000
ARENOSA - YARACUY 2 765 153 1,37 1 0,016 10,60 3 0,121 0,0261 0,0782 2,9918
GURI - MALENA 1 765 153 0,15 2 0,002 0,000 0 0,000 0,013 0,0010 0,0750 GURI - MALENA 2 765 153 4,084 3 0,047 0,000 0 0,000 0,020 0,0267 1,3613 GURI - MALENA 3 765 161 0,133 1 0,002 0,000 0 0,000 0,006 0,0008 0,1330 HORQUETA - ARENOSA 765 65 0,867 5 0,010 4,950 2 0,057 0,108 0,0895 0,8310
MALENA - SAN GERONIMO 1 765 225 0 0 0,000 7,750 2 0,088 0,009 0,0344 3,8750
MALENA - SAN GERONIMO 2 765 225 9,2 6 0,105 8,284 2 0,095 0,036 0,0777 2,1855
MALENA - SAN GERONIMO 3 765 225 0 0 0,000 10,417 2 0,119 0,009 0,0463 5,2085
O.M.Z.- HORQUETA 765 90 0,083 2 0,001 8,450 1 0,096 0,033 0,0948 2,8443 SAN GERONIMO - ARENOSA 765 270 1,55 2 0,018 13,767 3 0,157 0,019 0,0567 3,0634
SAN GERONIMO - HORQUETA 765 211 6,567 3 0,075 5,700 2 0,065 0,024 0,0581 2,4534
SAN GERONIMO - O.M.Z. 765 182 0 0 0,000 7,883 1 0,090 0,005 0,0433 7,8830
ARENOSA - HORQUETA 1 400 68 36,12 45 0,413 8,38 2 0,096 0,6912 0,6544 0,9468
ARENOSA - HORQUETA 2 400 68 31,14 43 0,357 33,17 4 0,380 0,6912 0,9456 1,3681
ARENOSA - YARACUY 400 164 0,62 6 0,007 12,02 1 0,137 0,0427 0,0770 1,8049 BARBACOA II - JOSE 400 40 0,00 0 0,000 6,33 2 0,072 0,0500 0,1583 3,1665 CANOA - TIGRE 400 56 0,00 0 0,000 20,78 3 0,237 0,0536 0,3711 6,9280 EL TIGRE - BARBACOA II 400 152 25,30 5 0,289 5,85 1 0,067 0,0395 0,2049 5,1917
GURI - CANOA 400 132 0,00 1 0,000 57,72 8 0,659 0,0682 0,4373 6,4130 GURI - TIGRE 1 400 187 0,05 4 0,001 64,73 11 0,739 0,0802 0,3464 4,3188 GURI - TIGRE 2 400 187 11,92 7 0,137 60,90 12 0,696 0,1016 0,3894 3,8324 PALITAL - FURRIAL 1 400 169 0,13 1 0,002 32,22 7 0,368 0,0473 0,1914 4,0436 PALITAL - FURRIAL 2 400 169 0,07 2 0,001 3,27 1 0,037 0,0178 0,0197 1,1113 PLANTA CENTRO - ARENOSA 2 400 63 58,55 26 0,668 0,00 0 0,000 0,4127 0,9294 2,2519
PLANTA CENTRO - ARENOSA 3 400 63 9,93 18 0,113 0,00 0 0,000 0,2857 0,1577 0,5518
PLANTA CENTRO - YARACUY 400 152 94,20 23 1,078 22,27 4 0,257 0,1776 0,7662 4,3135
SAN GERONIMO - JOSE 400 165 5,98 1 0,068 4,32 2 0,049 0,0182 0,0624 3,4333
SAN GERONIMO - SANTA TERESA 1 400 170 2,92 5 0,034 115,32 20 1,317 0,1471 0,6955 4,7293
SAN GERONIMO - SANTA TERESA 2 400 164 19,37 6 0,225 137,02 30 1,568 0,2195 0,9536 4,3440
SANTA TERESA - DIEGO LOSADA 400 10 11,57 9 0,133 34,03 5 0,389 1,4000 4,5599 3,2571
TABLAZO - CUATRICENTENARIO 1
400 38 57,22 6 0,661 109,00 21 1,252 0,7105 4,3741 6,1561
TABLAZO - CUATRICENTENARIO 2
400 38 17,02 6 0,197 102,87 21 1,177 0,7105 3,1549 4,4403
TIGRE - SAN GERONIMO 1 400 210 5,98 10 0,069 113,00 18 1,291 0,1333 0,5666 4,2493
TIGRE - SAN GERONIMO 2 400 210 0,18 2 0,002 40,05 7 0,457 0,0429 0,1916 4,4706
YARACUY - TABLAZO 1 400 316 17,67 16 0,204 79,02 18 0,904 0,1076 0,3059 2,8435
52Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Líneas de Transmisión Tensión Longitud Indisponibilidad
forzada
Indisponibilidad programada
Nº interrup por km de linea
Tiempo total
interrup. x km de
línea (horas)
Tiempo promedio interrup (horas)
(kV) (km) Horas Nº de interrup % Horas Nº de
interrup %
YARACUY - TABLAZO 2 400 314 14,82 16 0,170 46,83 12 0,536 0,0892 0,1963 2,2018
YARACUY - TABLAZO 3 400 301 130,2
7 6 1,500 68,02 11 0,788 0,0565 0,6587 11,6636
ACARIGUA II - BARINAS IV 230 160 20,50 13 0,234 17,00 3 0,195 0,1000 0,2344 2,3437
ACARIGUA II - LAS FLORES 230 111 11,33 8 0,129 0,00 0 0,000 0,0721 0,1021 1,4166
ARAGUA - ARENOSA 1 230 81 100,88 16 1,152 5,27 5 0,061 0,2593 1,3105 5,0548
ARAGUA - ARENOSA 2 230 81 1607,05 31 18,36
4 8,72 7 0,122 0,4691 19,9478 42,5202
ARAGUA - HORQUETA 1 230 31 7,98 3 0,091 8,67 1 0,099 0,1290 0,5371 4,1625
ARAGUA - HORQUETA 2 230 31 23,90 7 0,273 3,07 1 0,035 0,2581 0,8699 3,3709
ARENOSA - CABUDARE 230 134 43,67 26 0,499 7,22 3 0,083 0,2164 0,3797 1,7546
ARENOSA - HIDROCENTRO 1 230 3 1,90 2 0,022 0,00 0 0,000 2,3625 2,2443 0,9500
ARENOSA - HIDROCENTRO 2 230 3 0,78 1 0,009 0,00 0 0,000 1,1812 0,9249 0,7830
ARENOSA - SAN DIEGO 1 230 37 1,15 1 0,013 8,93 3 0,161 0,3831 0,9657 2,5208
ARENOSA - SAN DIEGO 2 230 37 0,33 1 0,004 0,00 0 0,000 0,0958 0,0319 0,3330
ARENOSA - VALENCIA 1 230 24 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------
ARENOSA - VALENCIA 2 230 24 11,52 5 0,132 5,78 1 0,104 0,8859 2,5543 2,8832
BARBACOA I - BARBACOA II 1 230 8 0,75 1 0,009 15,58 3 0,178 0,5000 2,0416 4,0833
BARBACOA I - BARBACOA II 2 230 8 0,00 0 0,000 11,70 3 0,134 0,3750 1,4626 3,9003
BARBACOA II - GUANTA II 1 230 21 0,00 1 0,000 0,00 0 0,000 0,0476 0,0000 0,0000
BARBACOA II - GUANTA II 2 230 21 0,00 3 0,000 6,20 1 0,112 0,1905 0,2952 1,5500
BARINAS IV - LAS FLORES 230 80 10,68 9 0,122 4,88 1 0,056 0,1250 0,1946 1,5567
BOLIVAR - TIGRE 1 230 126 190,98 13 2,183 11,23 6 0,131 0,1508 1,6049 10,6429
BOLIVAR - TIGRE 2 230 126 154,97 14 1,772 13,35 4 0,155 0,1429 1,3358 9,3509
BUENA VISTA - EL VIGIA II 230 139 13,40 4 0,153 0,00 0 0,000 0,1020 0,3416 3,3500
BUENA VISTA - PLANTA PAEZ 230 124 6,85 6 0,078 0,00 0 0,000 0,1715 0,1958 1,1417
CABIMAS - MOROCHAS 230 44 0,85 4 0,010 6,87 2 0,078 0,1364 0,1754 1,2862
CABUDARE - BARQUISIMETO 230 26 2,27 4 0,026 4,87 1 0,056 0,1923 0,2743 1,4266
CALABOZO - SAN FERNANDO 1 230 150 0,25 1 0,003 0,00 0 0,000 0,0067 0,0017 0,2500
CALABOZO - SAN FERNANDO 2 230 150 2,67 4 0,030 0,00 0 0,000 0,0267 0,0178 0,6668
CUATRICENTENARIO - CUESTECITAS 230 124 3,68 1 0,042 0,00 0 0,000 0,0081 0,0297 3,6830
CUATRICENTENARIO - RINCON 230 19 4,13 4 0,047 53,53 8 0,611 0,6316 3,0352 4,8057
CUATRICENTENARIO - TRINIDAD 230 12 11,03 3 0,127 52,02 13 0,595 1,3333 5,2544 3,9408
CUMANA II - CASANAY 1 230 79 12,25 7 0,140 0,00 0 0,000 1,0433 1,8257 1,7500
CUMANA II - CASANAY 2 230 79 5,57 7 0,064 36,95 5 0,666 1,7885 6,3366 3,5430
53Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Líneas de Transmisión Tensión Longitud Indisponibilidad
forzada
Indisponibilidad programada
Nº interrup por km de linea
Tiempo total
interrup. x km de
línea (horas)
Tiempo promedio interrup (horas)
(kV) (km) Horas Nº de interrup % Horas Nº de
interrup %
DIEGO LOSADA - HORQUETA 230 94 114,7
8 17 1,312 11,90 3 0,138 0,2128 1,3477 6,3342
DIEGO LOSADA - INOS CAMATUY 1 230 15 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------
DIEGO LOSADA - INOS CAMATUY 2 230 15 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------
DIEGO LOSADA - TIARA 230 44 49,83 7 0,569 0,60 2 0,007 0,2045 1,1462 5,6037
EL COROZO - SAN MATEO 1 230 87 9,52 5 0,109 0,00 0 0,000 0,0575 0,1094 1,9032
EL COROZO - SAN MATEO 2 230 87 9,47 5 0,108 0,00 0 0,000 0,0575 0,1088 1,8932
FURRIAL - INDIO 1 230 31 4,68 3 0,054 25,98 6 0,386 0,2903 0,9892 3,4073 FURRIAL - INDIO 2 230 31 6,07 4 0,069 13,07 4 0,199 0,2581 0,6172 2,3916 GUANTA II - CASANAY 1 230 140 109,8
0 11 1,256 21,30 3 0,391 0,1093 1,0234 9,3644
GUANTA II - CASANAY 2 230 140 52,77 10 0,605 39,03 2 0,709 0,0937 0,7166 7,6500
GUANTA II - CUMANA II 1 230 62 3,25 2 0,037 4,48 1 0,081 0,5697 1,4685 2,5777
GUANTA II - CUMANA II 2 230 62 117,1
8 11 1,343 34,48 4 0,634 2,8486 28,8021 10,1110
GUANTA II - REFINERIA 1 230 11 22,87 2 0,261 4,90 1 0,089 0,9665 8,9452 9,2557
GUANTA II - REFINERIA 2 230 11 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------
GUAYANA - BOLIVAR 1 230 64 38,82 6 0,443 5,30 2 0,061 0,1250 0,6893 5,5145 GUAYANA - BOLIVAR 2 230 64 4,50 4 0,051 17,60 3 0,201 0,1094 0,3453 3,1571 GURI - GUAYANA 1 230 68 53,78 3 0,617 37,88 8 0,435 0,1618 1,3480 8,3333 GURI - GUAYANA 2 230 68 0,00 0 0,000 73,08 3 0,834 0,0441 1,0748 24,3610 HORQUETA - CALABOZO 1 230 152 708,5
0 3 8,096 8,95 3 0,111 0,0395 4,7201 119,5750
HORQUETA - CALABOZO 2 230 152 12,32 11 0,141 0,00 0 0,000 0,0724 0,0810 1,1197
HORQUETA - MACARO 1 230 55 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------
HORQUETA - MACARO 2 230 55 0,00 0 0,000 3,58 1 0,065 0,0644 0,2309 3,5830
HORQUETA - TIARA 230 50 7,05 4 0,081 12,45 2 0,142 0,1200 0,3900 3,2500
INDIO - CASANAY 1 230 109 157,75 17 1,807 29,32 8 0,341 0,2294 1,7162 7,4827
INDIO - CASANAY 2 230 109 1638,50 17 18,75
9 25,48 7 0,358 0,2202 15,2659 69,3326
MACARO - CAÑA DE AZUCAR 230 32 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------
MACARO - SAN DIEGO 230 43 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 ----------- MOROCHAS - BUENA VISTA 230 130 79,86 50 0,916 43,93 13 0,506 0,4846 0,9523 1,9650
MOROCHAS - TABLAZO 1 230 67 29,27 6 0,336 59,57 19 0,682 0,3731 1,3259 3,5534
PÁEZ - BARINAS IV 1 230 59 4,52 2 0,052 0,00 0 0,000 0,0339 0,0766 2,2585
PÁEZ - BARINAS IV 2 230 59 160,97 6 1,838 0,00 0 0,000 0,1017 2,7283 26,8278
PLANTA CENTRO - ARENOSA 230 64 9,55 9 0,109 30,55 6 0,551 0,2344 0,6266 2,6733
PLANTA CENTRO - ISIRO 1 230 230 276,2
2 5 3,153 0,00 0 0,000 0,0770 4,2558 55,2434
PLANTA CENTRO - ISIRO 2 230 231 43,77 7 0,500 0,00 0 0,000 0,1074 0,6714 6,2523
RÍO CHICO - BARBACOA I 230 192 8760,
00 1 100,000 0,00 0 0,000 0,0052 45,625
0 8760,000
0 SAN AGATON - URIBANTE 1 230 12 0,33 1 0,004 0,00 0 0,000 0,2953 0,0983 0,3330
SAN AGATON - URIBANTE 2 230 12 1,13 2 0,013 0,00 0 0,000 0,5906 0,3346 0,5665
SAN DIEGO - CAÑA DE 230 43 19,08 4 0,218 0,00 0 0,000 0,3296 1,5727 4,7708
54Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Líneas de Transmisión Tensión Longitud Indisponibilidad
forzada
Indisponibilidad programada
Nº interrup por km de linea
Tiempo total
interrup. x km de
línea (horas)
Tiempo promedio interrup (horas)
(kV) (km) Horas Nº de interrup % Horas Nº de
interrup %
AZUCAR SANTA ELENA - BOA VISTA 230 206 14,30 10 0,163 1,62 2 0,018 0,0583 0,0773 1,3263
SANTA TERESA - ARAGUA 230 100 42,05 14 0,480 4,40 2 0,050 0,1600 0,4645 2,9031
SANTA TERESA - BARBACOA 2 230 256 8760,
00 1 100,000 0,00 0 0,000 0,0039 34,218
8 8760,000
0 SANTA TERESA - CONVENTO 230 38 191,0
2 11 2,185 17,72 3 0,207 0,3684 5,4930 14,9096
SANTA TERESA - DIEGO LOSADA 1 230 7 5,48 3 0,063 4,10 1 0,047 0,5714 1,3690 2,3958
SANTA TERESA - DIEGO LOSADA 2 230 7 277,7
2 6 3,172 4,35 1 0,051 1,0000 40,2953 40,2953
SANTA TERESA - PAPELON 230 30 12,13 4 0,139 56,97 8 0,651 0,4000 2,3033 5,7583
SANTA TERESA - RÍO CHICO 230 64 342,7
2 11 3,917 9,77 2 0,116 0,2031 5,5075 27,1141
SANTA TERESA - RÍO CHICO 2 230 64 381,7
8 12 4,358 0,00 0 0,000 0,2612 8,3105 31,8152
TABLAZO - CABIMAS 230 50 1,28 2 0,015 43,43 14 0,496 0,3200 0,8943 2,7948 TABLAZO - CUATRICENTENARIO 1
230 37 16,24 12 0,188 131,39 25 1,503 1,0000 3,9897 3,9897
TABLAZO - CUATRICENTENARIO 2
230 37 20,22 7 0,233 67,24 17 0,769 0,6486 2,3635 3,6438
TABLAZO - PUNTA DE PIEDRAS 230 38 5,72 4 0,066 73,69 15 0,842 0,5000 2,0895 4,1791
TERMOBARRANCAS - BARINAS IV 230 2 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------
TERMOZULIA - PALITO BLANCO 1 230 23 0,22 1 0,002 0,00 0 0,000 0,0770 0,0167 0,2170
TERMOZULIA - PALITO BLANCO 2 230 23 0,27 1 0,003 0,00 0 0,000 0,0770 0,0206 0,2670
TIGRE - BARBACOA I 1 230 142 73,92 16 0,850 59,97 14 0,690 0,2113 0,9428 4,4628
TIGRE - BARBACOA I 2 230 142 62,73 13 0,719 32,80 8 0,377 0,1479 0,6728 4,5492
TIGRE - FURRIAL 1 230 148 246,60 20 2,822 21,43 4 0,331 0,1622 1,8110 11,1681
TIGRE - FURRIAL 2 230 148 60,42 19 0,690 10,17 2 0,156 0,1419 0,4769 3,3611 URIBANTE - EL COROZO 1 230 69 1,30 7 0,015 0,00 0 0,000 0,3595 0,0668 0,1857
URIBANTE - EL COROZO 2 230 69 0,87 4 0,010 1,47 3 0,026 0,3595 0,1198 0,3333
URIBANTE - EL VIGIA II 230 103 18,62 2 0,213 0,00 0 0,000 0,0688 0,6405 9,3080 YARACUY - ACARIGUA II 1 230 80 3,45 3 0,039 17,80 4 0,203 0,0875 0,2656 3,0357
YARACUY - ACARIGUA II 2 230 80 3,80 4 0,043 10,53 3 0,120 0,0875 0,1792 2,0476
YARACUY - BARQUISIMETO 230 46 6,03 4 0,069 13,57 2 0,155 0,1304 0,4261 3,2668
YARACUY - CABUDARE 230 25 6,85 2 0,078 19,32 3 0,221 0,2000 1,0467 5,2334
YARACUY - MANZANO 1 230 28 0,95 1 0,011 0,00 0 0,000 0,0357 0,0339 0,9500
YARACUY - MANZANO 2 230 28 3,03 2 0,035 17,25 2 0,197 0,1429 0,7244 5,0708
YARACUY - MOROCHAS 1 230 300 28,73 17 0,331 80,95 12 0,927 0,0967 0,3656 3,7821
YARACUY - MOROCHAS 2 230 300 22,40 14 0,257 51,20 12 0,586 0,0867 0,2453 2,8308
CASANAY - CHACOPATA 1 115 51 117,1
8 11 1,339 5,78 1 0,067 0,2353 2,4111 10,2472
CASANAY - CHACOPATA 2 115 51 12,25 7 0,140 6,95 1 0,079 0,1569 0,3765 2,4000
55Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Líneas de Transmisión Tensión Longitud Indisponibilidad
forzada
Indisponibilidad programada
Nº interrup por km de linea
Tiempo total
interrup. x km de
línea (horas)
Tiempo promedio interrup (horas)
(kV) (km) Horas Nº de interrup % Horas Nº de
interrup %
CHACOPATA - LUISA CACERES 115 30 810,5
7 16 9,260 6,72 2 0,084 0,6000 27,2428 45,4046
SAN GERONIMO - BAMARI 115 138 96,00 8 1,100 35,68 5 0,412 0,0942 0,9542 10,1295
SAN GERONIMO - V. DE LA PASCUA 115 16 16,17 7 0,185 2,83 1 0,032 0,5000 1,1874 2,3749
PUNTA DE PIEDRAS-ARREAGA 138 4 2,72 1 0,031 66,70 11 0,762 3,00 17,354
3 5,7848
Total 765 kV 2.236 0,02 0,09 0,0227 0,0562 2,4750 Total 400 kV 3.606 0,25 0,54 0,1345 0,4792 3,5631 Total 230 kV 7.733 3,73 0,23 0,1549 4,1971 27,0943 Total 115 kV 286 2,41 0,14 0,2063 3,8816 18,8158
A continuación se muestra el desempeño de la RTT para el año 2010 comparado con los
dos años anteriores:
Indisponibilidad Forzada de la RTT (%) Período 2008-2010
2,65
3,34
3,73
0,17 0,130,25
0,060,30
0,020,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
2008 2009 2010
%
230 400 765
De la gráfica anterior se desprende como para el año 2010 la indisponibilidad forzada del
sistema de 765 kV revierte la tendencia creciente presentada en el año anterior, para
56Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
ubicarse en el valor menor del trienio en estudio, para el caso del sistema de 400 kV se
observa lo contario, en donde para el año 2010 se observa el valor más alto con
respecto a los dos años anteriores, incrementándose con respecto al año anterior en un
92%, al respecto destaca el desempeño en el año de las líneas Yaracuy – Tablazo 3 y
Planta Centro - Yaracuy, las cuales tuvieron indisponibilidades forzadas del 1,50% y
1,08% respectivamente principalmente ocasionadas en el primer caso por afectación de
una torre de soporte de la línea como consecuencia de las lluvias, mientras que en el
segundo caso la causa de la indisponibilidad de la línea obedeció por el desprendimiento
de cadena de aisladores; el sistema de 230 kV, sigue siendo el que presenta mayores
índices de indisponibilidad forzada durante los últimos tres años, continuando con la
tendencia creciente, el año 2010 muestra el mayor valor del trienio, para incrementarse
con respecto al año anterior en 12%.
Indisponibilidad Programada de la RTT (%) Período 2008-2010
0,40
0,34
0,23
0,72
0,62
0,54
0,200,17
0,09
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
2008 2009 2010
%
230 400 765
57Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
En la gráfica anterior se observa como la indisponibilidad programada durante el trienio
estudiado para cada uno de los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV disminuye
consecutivamente. Así mismo se observa como para el año 2010 las indisponibilidades
forzadas para los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV disminuyen con respecto al año
anterior en 47%, 14% y 31% respectivamente, así mismo se ratifica lo observado en los
dos años anteriores, en donde la indisponibilidad programada del sistema de 400 kV
supera al de 230 kV y este a su vez al de 765 kV.
N° Total de Interrupciones por Kilómetro de Línea (N°) Período 2008-2010
0,19
0,15 0,15
0,13
0,12
0,13
0,04
0,02 0,02
0,00
0,02
0,04
0,06
0,08
0,10
0,12
0,14
0,16
0,18
0,20
2008 2009 2010
N°
230 400 765
El N° Total de interrupciones por kilómetro de línea para los sistemas de 765 kV, 400 kV
y 230 kV durante el año 2010 se incrementa con respecto al año anterior, en 21%, 11%
y 1% respectivamente. Así mismo se observa como análogo al comportamiento de los
años anteriores, el sistema de 765 kV presenta una frecuencia de interrupción por
kilómetro de línea menor a la mostrada por el sistema de 400 kV y este a su vez menor
que la asociada al sistema de 230 kV.
58Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Tiempo Promedio de Interrupción (HRS) Período 2008-2010
16,95
24,42
27,09
4,06 3,78 3,563,68
12,41
2,48
0
5
10
15
20
25
30
2008 2009 2010
Hrs
230 400 765
El tiempo promedio de interrupción durante el periodo de estudio muestra una tendencia
creciente para el sistema de 230 kV, mientras que para el sistema de 400 kV se
evidencia una tendencia a la mejora del indicador, por su parte el sistema de 765 kV
revierte la tendencia creciente presentada en el año anterior, para ubicarse en el valor
menor del trienio en estudio. Las varaiciones mostradas durante el año 2010 con
respecto al año anterior para los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV es como sigue: -
80%, -6% y 11% respectivamente. Para el año 2010, el sistema de 230 kV mantiene su
desempeño relativo con respecto a los otros dos sistemas, siendo el sistema con mayor
tiempo promedio de interrupción.
59Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Tiempo Total de Interrupción por Kilómetro de Línea (HRS) - Período 2008-2010
3,14
3,75
4,20
0,55 0,46 0,480,13 0,23
0,060,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
2008 2009 2010
Hrs
230 400 765
Durante el trienio estudiado para el sistema de 230 kV, el tiempo total de interrupción por
kilómetro de línea se incrementa consecutivamente, las variaciones durante el año 2010
con respecto al año anterior para los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV es de -76%,
5% y 12% respectivamente. Para el año 2010 se mantiene el desempeño relativo entre
sistemas, en donde el sistema de 230 kV sigue siendo el que presenta el valor más alto
en el tiempo total de interrupción por kilómetro de línea, seguido por el sistema de 400
kV y este a su vez por el de 765 kV.
60Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Desempeño de las Unidades de Generación
En esta sección se presenta el desempeño de las plantas de generación, evaluado a
través de los siguientes indicadores:
Tasa de Salida Forzada o Programada (FOR o SOR)
Representa la probabilidad de que un tipo de unidad se encuentre en condición de falla o
mantenimiento. Se calcula empleando la siguiente ecuación:
FOR o SOR (%) = HFU o HMU * 100
HSU + HFU o HMU
Donde:
HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e
indisponible por cualquier eventualidad no prevista.
HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e
indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones.
HSU: Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente
conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa (Horas en Servicio).
Factor de Salida Forzada o Programada (FOF o SOF)
Este indicador mide porcentualmente la ocurrencia de una indisponibilidad prevista o
eventual durante el período total evaluado. Se calcula empleando la siguiente ecuación:
FOF o SOF (%) = HFU o HMU * 100
HP
Donde:
HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e
indisponible por cualquier eventualidad no prevista.
61Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e
indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones.
HP: Total de horas del período evaluado (en este caso 8.760 horas).
Tasa de Indisponibilidad Total (IT)
Mide porcentualmente la ocurrencia de una desconexión forzada o programada, referida
al período en el cual una unidad pudo haber estado en servicio en el caso que no
hubiesen ocurrido interrupciones. Se calcula empleando la siguiente ecuación:
IT (%) = HFU + HMU * 100
HSU + HFU + HMU
Donde:
HSU: Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente
conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa (Horas en Servicio).
HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e
indisponible por cualquier eventualidad no prevista.
HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e
indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones.
Factor de Indisponibilidad Total (UF)
Este indicador mide porcentualmente el tiempo que un tipo de unidad de generación
estuvo indisponible (falla + mantenimiento) dentro del período evaluado. Se calcula
utilizando la siguiente fórmula:
UF (%) = HFU + HMU * 100
HP
Donde:
HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e
indisponible por cualquier eventualidad no prevista.
62Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e
indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones.
HP: Total de horas del período evaluado (en este caso 8.760 horas).
Factor de Disponibilidad Total (AF)
Este indicador mide porcentualmente el tiempo que una unidad de generación estuvo
disponible dentro del período evaluado. Se calcula utilizando la siguiente fórmula:
AF (%) = (HSU + HR) * 100
HP
Donde:
HSU: Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente
conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa (Horas en Servicio).
HR: Total de horas en que la unidad estuvo con su capacidad disponible pero sin
entregar potencia al sistema.
HP: Total de horas del período evaluado (en este caso 8.760 horas).
Es importante destacar que para la aplicación de los indicadores antes mencionados al
conjunto de varias unidades agrupadas por filial o por tipo de turbina, de debe trabajar
sobre horas equivalentes del grupo a analizar, afectando las horas por la capacidad de
cada unidad, de acuerdo al ejemplo siguiente para el AF:
AF_Turbo gas (%) = ____∑HSU *CAPU_+ _∑HR *CAPU ____ * 100
HP*∑CAPU
Donde:
CAPU: Capacidad de la unidad turbogas.
A continuación se muestra para el año 2010 el desempeño por unidad de las plantas de
Generación.
63Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Desempeño de las Unidades de Generación del SEN - Año 2010
SEN Capacidad (MW ) * Tiempo (Horas) Indicadores de Desempeño (%)
PLANTA TIPO N° Unid (MW) HSU HR HFU HMU FOR FOF SOR SOF IT UF AF
1 59,70 3.735 2.370 2.654 0 41,5 30,3 0,0 0,0 41,5 30,3 69,7 2 61,01 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 3 58,69 3.590 4.675 495 0 12,1 5,7 0,0 0,0 12,1 5,7 94,3
José Antonio Páez H
4 59,79 2.344 6.056 75 285 3,1 0,9 10,9 3,3 13,3 4,1 95,9 1 124,26 7.933 444 209 173 2,6 2,4 2,1 2,0 4,6 4,4 95,6 Leonardo Ruiz
Pineda (San Agatón)
H 2 78,58 2.731 5.982 48 0 1,7 0,5 0,0 0,0 1,7 0,5 99,5 1 39,21 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 Juan Antonio
Rodríguez (Peña Larga)
H 2 40,21 8.374 0 106 280 1,2 1,2 3,2 3,2 4,4 4,4 95,6 1 12,58 5.835 2.804 38 83 0,6 0,4 1,4 0,9 2,0 1,4 98,6 Masparro
H 2 12,35 5.402 2.418 903 37 14,3 10,3 0,7 0,4 14,8 10,7 89,3
1 176,41 5.052 270 86 3.352 1,7 1,0 39,9 38,3 40,5 39,2 60,8 2 184,02 6.405 1.151 1.152 52 15,2 13,2 0,8 0,6 15,8 13,7 86,3 3 183,93 3.627 2.338 523 2.272 12,6 6,0 38,5 25,9 43,5 31,9 68,1 4 223,03 3.913 4.656 151 40 3,7 1,7 1,0 0,5 4,7 2,2 97,8 5 216,72 7.797 95 704 165 8,3 8,0 2,1 1,9 10,0 9,9 90,1 6 218,71 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 7 336,79 8.323 132 246 59 2,9 2,8 0,7 0,7 3,5 3,5 96,5 8 358,64 2.573 66 6.096 26 70,3 69,6 1,0 0,3 70,4 69,9 30,1 9 357,31 0 0 0 8.760 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0
10 356,95 2.930 1.982 3.791 57 56,4 43,3 1,9 0,7 56,8 43,9 56,1 11 654,86 5.834 2.481 154 291 2,6 1,8 4,7 3,3 7,1 5,1 94,9 12 690,90 0 0 0 8.760 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0 13 651,75 8.220 181 185 174 2,2 2,1 2,1 2,0 4,2 4,1 95,9 14 643,14 8.228 212 10 310 0,1 0,1 3,6 3,5 3,7 3,7 96,3 15 611,25 3.704 3.290 64 1.702 1,7 0,7 31,5 19,4 32,3 20,2 79,8 16 644,39 8.078 185 346 151 4,1 3,9 1,8 1,7 5,8 5,7 94,3 17 659,08 6.228 2.198 44 290 0,7 0,5 4,4 3,3 5,1 3,8 96,2 18 550,82 8.009 252 355 144 4,2 4,1 1,8 1,6 5,9 5,7 94,3 19 669,00 7.982 583 35 160 0,4 0,4 2,0 1,8 2,4 2,2 97,8
Simón Bolívar
H
20 676,82 7.654 105 5 996 0,1 0,1 11,5 11,4 11,6 11,4 88,6 1 57,96 7.358 1.109 17 275 0,2 0,2 3,6 3,1 3,8 3,3 96,7 2 58,85 6.973 1.646 35 106 0,5 0,4 1,5 1,2 2,0 1,6 98,4 3 57,57 6.888 1.404 402 66 5,5 4,6 0,9 0,8 6,4 5,3 94,7 4 59,20 5.648 2.748 19 345 0,3 0,2 5,8 3,9 6,1 4,2 95,8 5 58,07 0 0 0 8.760 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0 6 57,44 7.839 278 15 628 0,2 0,2 7,4 7,2 7,6 7,3 92,7 7 176,08 8.323 352 18 67 0,2 0,2 0,8 0,8 1,0 1,0 99,0 8 176,62 7.054 1.576 32 98 0,5 0,4 1,4 1,1 1,8 1,5 98,5 9 175,63 8.448 217 8 87 0,1 0,1 1,0 1,0 1,1 1,1 98,9
10 177,50 8.451 237 5 67 0,1 0,1 0,8 0,8 0,8 0,8 99,2 11 176,84 8.173 478 3 106 0,0 0,0 1,3 1,2 1,3 1,2 98,8 12 178,06 8.336 344 14 66 0,2 0,2 0,8 0,8 0,9 0,9 99,1 13 176,40 4.063 4.557 48 92 1,2 0,6 2,2 1,1 3,3 1,6 98,4 14 176,84 4.830 3.759 64 106 1,3 0,7 2,2 1,2 3,4 1,9 98,1 15 177,95 7.967 662 2 130 0,0 0,0 1,6 1,5 1,6 1,5 98,5 16 177,39 8.381 300 0 79 0,0 0,0 0,9 0,9 0,9 0,9 99,1 17 176,62 4.239 4.406 14 101 0,3 0,2 2,3 1,2 2,6 1,3 98,7
Antonio José de Sucre H
18 176,84 3.429 5.188 9 135 0,3 0,1 3,8 1,5 4,0 1,6 98,4 19 38,14 5.008 3.532 34 185 0,7 0,4 3,6 2,1 4,2 2,5 97,5
20 78,00 4.866 3.777 11 106 0,2 0,1 2,1 1,2 2,3 1,3 98,7
1 164,85 8.364 88 13 295 0,2 0,1 3,4 3,4 3,6 3,5 96,5 2 166,30 8.338 61 8 353 0,1 0,1 4,1 4,0 4,2 4,1 95,9 3 167,60 8.613 33 25 89 0,3 0,3 1,0 1,0 1,3 1,3 98,7 4 167,00 8.461 8 12 278 0,1 0,1 3,2 3,2 3,3 3,3 96,7 5 166,89 8.476 51 47 187 0,5 0,5 2,2 2,1 2,7 2,7 97,3 6 168,45 7.213 84 8 1.455 0,1 0,1 16,8 16,6 16,9 16,7 83,3 7 168,74 6.781 20 55 1.904 0,8 0,6 21,9 21,7 22,4 22,4 77,6 8 168,41 8.496 65 41 158 0,5 0,5 1,8 1,8 2,3 2,3 97,7 9 167,45 7.463 19 23 1.255 0,3 0,3 14,4 14,3 14,6 14,6 85,4
10 168,61 8.425 140 33 162 0,4 0,4 1,9 1,9 2,3 2,2 97,8 11 169,45 7.086 49 14 1.611 0,2 0,2 18,5 18,4 18,7 18,6 81,4
Francisco de Miranda H
12 171,92 7.424 44 7 1.285 0,1 0,1 14,8 14,7 14,8 14,7 85,3
64Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
SEN Capacidad (MW ) * Tiempo (Horas) Indicadores de Desempeño (%)
PLANTA TIPO N° Unid (MW) HSU HR HFU HMU FOR FOF SOR SOF IT UF AF
1 227,96 0 0 0 8.760 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0 2 157,25 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 3 187,94 4.344 0 4.416 0 50,4 50,4 0,0 0,0 50,4 50,4 49,6 4 263,18 7.024 0 903 833 11,4 10,3 10,6 9,5 19,8 19,8 80,2
Planta Centro
TV
5 365,35 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 5 56,63 6.617 0 486 1.657 6,8 5,5 20,0 18,9 24,5 24,5 75,5 6 57,71 8.224 0 149 387 1,8 1,7 4,5 4,4 6,1 6,1 93,9 7 390,83 6.105 0 1.823 832 23,0 20,8 12,0 9,5 30,3 30,3 69,7 8 380,13 7.388 0 1.094 278 12,9 12,5 3,6 3,2 15,7 15,7 84,3 9 384,69 7.644 86 498 532 6,1 5,7 6,5 6,1 11,9 11,8 88,2
Complejo Generador
Josefa Joaquina Sanchez Bastidas
TV
12 14,96 7.166 30 1.458 106 16,9 16,6 1,5 1,2 17,9 17,9 82,1 13 39,46 7.421 266 934 139 11,2 10,7 1,8 1,6 12,6 12,2 87,8 14 39,51 8.087 36 467 170 5,5 5,3 2,1 1,9 7,3 7,3 92,7 15 135,32 6.719 0 955 1.085 12,4 10,9 13,9 12,4 23,3 23,3 76,7 16 137,81 8.134 124 484 18 5,6 5,5 0,2 0,2 5,8 5,7 94,3
Ramón Laguna TV
17 150,96 7.283 0 1.008 470 12,2 11,5 6,1 5,4 16,9 16,9 83,1 1 52,66 3.287 0 5.473 0 62,5 62,5 0,0 0,0 62,5 62,5 37,5 2 53,20 7.169 0 1.591 0 18,2 18,2 0,0 0,0 18,2 18,2 81,8 Alfredo
Salazar TG 3 33,37 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 1 10,60 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 2 12,52 6.247 100 2.091 322 25,1 23,9 4,9 3,7 27,9 27,5 72,5 3 15,68 407 327 4.411 3.615 91,6 50,4 89,9 41,3 95,2 91,6 8,4 Coro TG
4 14,13 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 6 56,47 5.144 0 3.597 19 41,1 41,1 0,4 0,2 41,3 41,3 58,7 Guanta TG 7 34,61 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0
11 137,41 8.205 0 482 74 5,5 5,5 0,9 0,8 6,3 6,3 93,7 Pedro Camejo TG 12 157,11 6.882 3 1.867 8 21,3 21,3 0,1 0,1 21,4 21,4 78,6 7 15,38 5.407 693 2.660 0 33,0 30,4 0,0 0,0 33,0 30,4 69,6 8 18,12 327 0 8.433 0 96,3 96,3 0,0 0,0 96,3 96,3 3,7 9 16,85 7.085 668 830 177 10,5 9,5 2,4 2,0 12,4 11,5 88,5
10 15,90 8.028 454 210 68 2,6 2,4 0,8 0,8 3,3 3,2 96,8 12 15,29 3.756 2.729 1.270 1.005 25,3 14,5 21,1 11,5 37,7 26,0 74,0 13 9,85 6.702 633 1.425 0 17,5 16,3 0,0 0,0 17,5 16,3 83,7
Punto Fijo TG
14 40,28 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 1 10,01 1.379 174 7.207 0 83,9 82,3 0,0 0,0 83,9 82,3 17,7 2 18,07 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 San Fernando TG 3 16,92 2.427 216 6.100 17 71,5 69,6 0,7 0,2 71,6 69,8 30,2 6 16,90 2.147 127 6.486 0 75,1 74,0 0,0 0,0 75,1 74,0 26,0 7 16,00 6.812 346 1.598 4 19,0 18,2 0,1 0,0 19,0 18,3 81,7 8 13,94 5.277 6 3.474 4 39,7 39,7 0,1 0,0 39,7 39,7 60,3 9 18,15 2.186 224 6.267 83 74,1 71,5 3,7 1,0 74,4 72,5 27,5
10 13,62 6.222 191 2.343 4 27,4 26,7 0,1 0,0 27,4 26,8 73,2 11 16,66 5.238 313 3.140 69 37,5 35,8 1,3 0,8 38,0 36,6 63,4 14 10,85 7.462 143 1.142 13 13,3 13,0 0,2 0,1 13,4 13,2 86,8
Táchira TG
15 51,18 36 0 8.724 0 99,6 99,6 0,0 0,0 99,6 99,6 0,4 1 155,09 3.677 0 703 4.380 16,0 8,0 54,4 50,0 58,0 58,0 42,0 2 150,00 5.749 6 3.005 0 34,3 34,3 0,0 0,0 34,3 34,3 65,7 Josefa Camejo TG 3 138,62 6.042 80 2.568 70 29,8 29,3 1,2 0,8 30,4 30,1 69,9 9 81,19 8.328 128 263 41 3,1 3,0 0,5 0,5 3,5 3,5 96,5
10 81,66 8.561 117 19 63 0,2 0,2 0,7 0,7 1,0 0,9 99,1 11 83,56 7.277 77 918 488 11,2 10,5 6,3 5,6 16,2 16,1 83,9 12 80,39 8.482 0 109 169 1,3 1,2 1,9 1,9 3,2 3,2 96,8
José María España (JME) TG
13 84,73 8.567 0 186 7 2,1 2,1 0,1 0,1 2,2 2,2 97,8 4 12,72 1.036 145 2.968 4.612 74,1 33,9 81,7 52,6 88,0 86,5 13,5 5 14,24 6.897 133 1.543 186 18,3 17,6 2,6 2,1 20,0 19,7 80,3 6 16,38 720 0 8.039 1 91,8 91,8 0,2 0,0 91,8 91,8 8,2 7 15,44 20 0 8.740 0 99,8 99,8 0,0 0,0 99,8 99,8 0,2 9 19,17 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0
10 17,84 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 11 12,94 6.417 0 1.612 731 20,1 18,4 10,2 8,3 26,7 26,7 73,3
Rafael Urdaneta
TG
17 43,84 5.930 375 2.149 306 26,6 24,5 4,9 3,5 29,3 28,0 72,0 20 15,35 7.880 688 158 34 2,0 1,8 0,4 0,4 2,4 2,2 97,8 Santa
Bárbara TG 21 11,27 8.489 31 233 7 2,7 2,7 0,1 0,1 2,7 2,7 97,3 1 16,91 8.525 25 186 23 2,1 2,1 0,3 0,3 2,4 2,4 97,6 2 14,80 3.384 99 1.546 3.731 31,4 17,6 52,4 42,6 60,9 60,2 39,8 3 16,57 7.730 929 74 27 1,0 0,8 0,3 0,3 1,3 1,1 98,9 Casigua TG
4 17,58 8.168 85 472 35 5,5 5,4 0,4 0,4 5,8 5,8 94,2
65Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
SEN Capacidad (MW ) * Tiempo (Horas) Indicadores de Desempeño (%)
PLANTA TIPO N° Unid (MW) HSU HR HFU HMU FOR FOF SOR SOF IT UF AF
3 17,22 8.378 1 238 144 2,8 2,7 1,7 1,6 4,4 4,4 95,6 San Lorenzo TG 4 17,62 7.873 0 589 297 7,0 6,7 3,6 3,4 10,1 10,1 89,9 2 14,09 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 3 11,45 4.225 0 4.535 0 51,8 51,8 0,0 0,0 51,8 51,8 48,2 4 18,57 7.191 48 1.336 185 15,7 15,3 2,5 2,1 17,5 17,4 82,6 5 17,51 8.028 42 523 167 6,1 6,0 2,0 1,9 7,9 7,9 92,1 6 18,69 8.526 0 111 123 1,3 1,3 1,4 1,4 2,7 2,7 97,3 7 15,86 7.698 0 681 381 8,1 7,8 4,7 4,3 12,1 12,1 87,9
Enelbar TG
8 17,66 5.967 4 204 2.585 3,3 2,3 30,2 29,5 31,8 31,8 68,2 1 35,07 8.042 0 177 541 2,2 2,0 6,3 6,2 8,2 8,2 91,8 2 35,10 6.565 11 113 2.072 1,7 1,3 24,0 23,7 25,0 24,9 75,1 Argimiro
Gabaldón TG 3 29,76 6.585 0 2.058 117 23,8 23,5 1,7 1,3 24,8 24,8 75,2 1 8,105 8.543 0 6 211 0,1 0,1 2,4 2,4 2,5 2,5 97,5 2 9,16 1.125 0 7.635 0 87,2 87,2 0,0 0,0 87,2 87,2 12,8 3 10,36 7.133 55 1.572 0 18,1 17,9 0,0 0,0 18,1 17,9 82,1 4 14,08 8.484 0 129 147 1,5 1,5 1,7 1,7 3,1 3,1 96,9 5 20,29 7.552 19 118 1.071 1,5 1,3 12,4 12,2 13,6 13,6 86,4 6 19,74 6.453 19 13 2.274 0,2 0,2 26,1 26,0 26,2 26,1 73,9 7 18,71 8.524 1 129 106 1,5 1,5 1,2 1,2 2,7 2,7 97,3
Planta del Este TG
8 18,64 6.838 0 81 1.841 1,2 0,9 21,2 21,0 21,9 21,9 78,1 1 15,62 7.952 0 480 327 5,7 5,5 4,0 3,7 9,2 9,2 90,8 3 15,60 8.564 0 38 158 0,4 0,4 1,8 1,8 2,2 2,2 97,8 Castillito TG 4 19,19 7.603 0 76 1.081 1,0 0,9 12,5 12,3 13,2 13,2 86,8 3 14,05 7.048 792 0 921 0,0 0,0 11,6 10,5 11,6 10,5 89,5 4 17,68 194 0 150 8.416 43,6 1,7 97,7 96,1 97,8 97,8 2,2 5 17,75 8.556 0 179 25 2,1 2,0 0,3 0,3 2,3 2,3 97,7 6 19,56 4.939 0 3.817 4 43,6 43,6 0,1 0,1 43,6 43,6 56,4 7 21,50 8.565 4 52 139 0,6 0,6 1,6 1,6 2,2 2,2 97,8 8 19,55 7.091 2 839 828 10,6 9,6 10,5 9,5 19,0 19,0 81,0 9 18,79 8.730 0 10 20 0,1 0,1 0,2 0,2 0,3 0,3 99,7
10 23,70 7.965 0 369 426 4,4 4,2 5,1 4,9 9,1 9,1 90,9 11 27,94 5.676 0 148 2.936 2,5 1,7 34,1 33,5 35,2 35,2 64,8 21 21,48 7.945 0 310 206 3,8 3,7 2,5 2,4 6,1 5,9 90,7 22 21,22 6.967 0 698 998 9,1 8,1 12,5 11,5 19,6 19,4 79,5
Luisa Cáceres TG
23 18,57 2.493 0 155 34 5,8 5,8 1,3 1,3 7,0 2,2 28,5
Termobarrancas TG 1 151,60 8.542 0 107 111 1,2 1,2 1,3 1,3 2,5 2,5 97,5 1 144,98 6.885 100 534 1.241 7,2 6,1 15,3 14,2 20,5 20,3 79,7 2 127,35 6.694 0 297 1.769 4,2 3,4 20,9 20,2 23,6 23,6 76,4 Termozulia I CC 3 154,48 8.231 12 194 323 2,3 2,2 3,8 3,7 5,9 5,9 94,1 1 150,00 8.108 46 208 398 2,5 2,4 4,7 4,5 7,0 6,9 93,1 Termozulia II TG 2 142,28 7.653 2 899 206 10,5 10,3 2,6 2,4 12,6 12,6 87,4
10 85,00 2.945 64 84 30 2,8 2,7 1,0 1,0 3,7 1,3 34,3 Termozulia IV TG 11 85,00 3.044 0 106 89 3,4 3,3 2,8 2,7 6,0 2,2 34,8
(*) Capacidad de prueba
La siguiente tabla muestra las tasas de salida forzada (FOR) y salida programada
(SOR) medidas porcentualmente para las diferentes filiales de la corporación.
66Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Tasa de Salida Forzada y Tasa de Salida Programada (%) - Año 2010 Turbo Gas Turbo Vapor Hiraúlicas Ciclo Combinado Filial
FOR SOR FOR SOR FOR SOR FOR SOR
CADAFE 41,31 10,87 67,93 45,40 33,13 2,23 - - EDELCA - - - - 7,59 15,41 - -
EDC 3,53 1,84 13,16 7,65 - - - - ENELVEN 19,85 5,73 9,73 5,85 - - 4,44 12,72 ELEVAL 7,73 9,79 - - - - - -
ENELBAR 17,33 9,89 - - - - - - ENELCO 4,87 2,66 - - - - - - SENECA 8,04 16,22 - - - - - -
TERMOBARRANCAS 1,24 1,28 - - - - - - SEN 24,06 8,01 32,39 17,12 8,50 15,12 4,44 12,72
En la tabla anterior se observa que la tasa de salida forzada durante el 2010 es
mayor para las unidades turbo vapor con 32,39%, seguida por las unidades turbo
gas con 24,06%, siendo la filial CADAFE la más influyente en ambos casos;
mientras que las unidades hidráulicas y el ciclo combinado registran tasas de salida
forzadas de 8,50% y 4,44% respectivamente.
Por su parte las unidades que muestran mayores tasas de salida programada son
las unidades turbo vapor con 17,12%, destacando en dicho indicador la filial
CADAFE, seguidas por las unidades hidráulicas con 15,12%; en tanto que las
unidades ciclo combinado y a gas registran tasas de 12,72% y 8,01%
respectivamente. Para el caso de las turbinas a gas destaca SENECA con los
valores más altos.
Seguidamente se presenta el factor de indisponibilidad (UF) por tipo de unidad de
generación.
67Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Factor de Indisponibilidad (UF) Ponderado por Filiales de la Corporación (%) - Año 2010
Filial Turbo Gas Turbo Vapor Hidráulicas Ciclo Combinado
CADAFE 44,76 74,68 24,38 - EDELCA - - 18,56 -
EDC 5,20 18,93 - - ENELVEN 19,72 14,43 - 16,05 ELEVAL 16,11 - - -
ENELBAR 24,18 - - -
ENELCO 7,27 - - - SENECA 20,57 - - -
TERMOBARRANCAS 2,49 - - - SEN 27,47 40,58 18,79 16,05
El factor de indisponibilidad (UF) en el parque generador del SEN durante el año
2010, es mayor para las unidades a vapor y a gas que totalizan 40,58% y 27,47%
respectivamente, seguidas por las hidráulicas con 18,79% y las unidades de ciclo
combinado con 16,05%. Para las categorías turbinas a vapor, turbinas a gas e
hidráulicas, resalta la filial CADAFE con los valores más altos de indisponibilidad.
A continuación se muestra para el año 2010 el desempeño de las plantas que
integran el parque del SEN, comparado con los valores de los últimos dos años:
Tasa de Salida Forzada del SEN (%) Período 2008-2010
36,833,3 32,4
4,88,56,7
3,4 4,4
24,125,7
31,6
2,4
05
101520253035404550
2008 2009 2010
%
Turbo Gas Turbo Vapor Hidráulicas Ciclo Combinado
68Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
De la gráfica anterior se desprende como para el año 2010 bajan su indisponibilidad
forzada con respecto al año anterior, tanto las turbinas a gas en 6% como las
turbinas a vapor en 3%, mientras que las turbinas hidráulicas y el ciclo combinado
aumenta su disponibilidad con respecto al año anterior en 79% y 29%
respectivamente. A lo largo del trienio en estudio, siguen siendo las turbinas a vapor
las que presentan mayor indispobilidad, seguidas por las turbinas a gas, las
hidráulicas y por último el ciclo combinado.
Tasa de Salida Programada del SEN (%) Período 2008-2010
6,8
12,6
19,3
10,0
15,8 15,1
7,5 8,1
12,7
8,0
17,114,0
0
5
10
15
20
25
2008 2009 2010
%
Turbo Gas Turbo Vapor Hidráulicas Ciclo Combinado
El indicador de salida programada se incrementa para todas las categorías de
estudio con respecto al año anterior a excepción de las turbinas a gas, la cual
disminuye en comparación al año anterior en 37%. Para el año 2010 igual que como
sucedió en el año 2008, se visualiza en las turbinas a vapor la mayor indisponibilidad
programada, seguidas por las turbinas hidráulicas, el ciclo combinado y por último
las turbinas a gas.
69Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Factor de Indisponibilidad del SEN (UF %) Período 2008-2010
44,940,6
13,2 11,0
33,0 31,627,5
37,5
16,0 16,118,8
16,1
0
10
20
30
40
50
60
2008 2009 2010
%
Turbo Gas Turbo Vapor Hidráulicas Ciclo Combinado
En la gráfica se observa que para el año 2010 el factor de indisponibilidad (UF)
aumenta para todas las categorías a excepción de las turbinas a gas, la cual
disminuye en un 13% con respecto al valor observado en el año anterior. Para el
trienio en estudio se observa como las turbinas que presentan mayor índice de
indisponibilidad son las turbinas a vapor, seguidas por las turbinas a gas, las
hidráulicas y por útlimo las turbinas a ciclo combinado. Así mismo se aprecia para el
año 2010 como las turbinas hidráulicas y el ciclo combinado muestra los valores más
altos del trienio de estudio.
70Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Resumen Estadístico del SEN 2010
Capacidad Instalada 24.801 MW Composición de la Capacidad Instalada 59,0% hidráulico
17,1% turvovapor 15,9% turbogas 3,8% ciclo combinado
4,2% motores de generación distribuida
Demanda Máxima 16.755 MW
Energía Suministrada 114.859 GWh Energía Generada 115.306 GWh
Composición de la Energía Generada 66,5% hidráulico
33,5% térmico Energía Intercambiada (*) -447 GWh
Factor de Carga Anual 78,3 %
Factor de Coincidencia Anual Regional 94,4% %
Aporte Promedio Embalse de Guri 4.815 m3/seg
Cota Mínima del Embalse de Guri 248,04 m.s.n.m.
Cota a fin de Año del Embalse de Guri 271,01 m.s.n.m.
Frecuencia de Interrupción por kilómetro de línea 765 kV: 0,0187
400 kV: 0,1212 230 kV: 0,1538
Tiempo Promedio de Interrupción 765 kV: 2,475 Hrs
400 kV: 3,563 Hrs
230 kV: 27,094 Hrs Factor de Indisponibilidad (UF) Turbogas 27,47 % Turbovapor 40,58 % Hidráulico 18,79 %
Ciclo Combinado 16,05 %
Carga Promedio Anual Interrumpida PPI 846 MW
Duración Promedio Anual de Interrupción TPR 9,03 Hrs
Porcentaje Interrumpido de la Energía Consumida IS 1,09 %
71Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Histórico 2006-2010
Esta sección muestra las estadísticas correspondientes a los últimos 5 años (período
2006-2010) del SEN, vistas a través de las variables capacidad instalada en
generación, demanda máxima y energía generada, intercambiada y consumida.
Capacidad Instalada, Demanda Máxima
Durante el período 2006-2010, la capacidad nominal del SEN ha experimentado un
crecimiento promedio interanual de 2,8% equivalentes a 517 MW instalados por año.
Destacan durante el período la entrada en servicio de: La última unidad (183 MW
c/u) de las doce que conforman la planta hidroeléctrica Francisco de Miranda en
Caruachi de 2.196 MW de la planta, la instalación de dos unidades de 12,5 MW c/u
en la planta hidroeléctrica Masparro, la incorporación de la turbina a vapor de 170
MW para completar el primer ciclo combinado en la planta Termozulia I de 470 MW,
la instalación de las dos primeras unidades (150 MW c/u) en la planta Termozulia II en ciclo combinado con una capacidad prevista de 470 MW, la instalación en la
planta Termozulia IV de dos turbinas a gas de 85 MW c/u, la instalación de dos
turbinas a gas (150 MW c/u) en la planta Pedro Camejo totalizando 300 MW, la
instalación de la tercera turbina a gas (40 MW c/u) en la planta Argimiro Gabaldón
totalizando 120 MW, la instalación de tres turbinas a gas (150 MW c/u) en la planta
Josefa Camejo, la instalación en la planta Picure de dos turbinas a gas de 22 MW
c/u, la instalación de la primera turbinas a gas de 60 MW en la planta La Raisa, la
rehabilitación de 45 MW en la planta termnoeléctrica La Mariposa, la puesta en
servicio de 103,5 MW tipo Barbaza en la planta Antonio Nicolás Briceño, la
primera turbina a gas de 150 MW en la planta Alberto Lovera, 145 MW en turbinas
a gas en la planta Luisa Cáceres, 30 MW en turbinas a gas en planta Coro, 30
MW en turbinas a gas en planta Táchira, y 1.039 MW de generación distribuida,
así como, los 150 MW y 40 MW aportados al sistema por Termobarrancas y
Turboven respectivamente.
72Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Evolución de la Capacidad Instalada del SEN (MW) Período 2006-2010
22.21622.540
23.154
23.708
24.801
20.500
21.000
21.500
22.000
22.500
23.000
23.500
24.000
24.500
25.000
25.500
2006 2007 2008 2009 2010
MW
A continuación se muestran en detalle las unidades de generación desincorporadas
e instaladas del SEN en el período 2006 - 2010:
Retiro de Unidades de Generación en el SEN (MW)
Período 2006-2010 Filial Nombre de la
Planta 2006 2007 2008 2009 2010
CADAFE PlantaTáchira 13- 12-14 y distribuida
40
CADAFE Barinas 30 CADAFE Pedro Camejo
1 y 3 40
CADAFE Punto Fijo 30 EDC CGJJB 1 y 13 80 EDC CGJJB 3 y 4 120
ENELVEN Rafael Urdaneta 2 y 8
54
ENELVEN Rafael Urdaneta 1
29
ENELVEN Concepción 32 ELEVAL Castillito 2 18,9
(*) La generación resaltada es de tipo distribuida
73Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Instalación de Unidades de Generación en el SEN (MW)
Período 2006-2010 Filial Nombre de la
Planta 2006 2007 2008 2009 2010
EDELCA Francisco de Miranda - Caruachi
183 0
ENELVEN Termozulia I 170 CADAFE Pedro Camejo 300
ENELBAR Argimiro Gabaldón
80 40
CADAFE Ureña 10 ELEVAL Castillito 22,94 CADAFE Universidad 20 CADAFE Barranca del
Orinoco 10
SENECA Luisa Cáceres I,III,IV,II, V, VI,
21, 22, 23
30 30 9,6 75
CADAFE Guanapa I,II, III 30 15 CADAFE Cuartel 15 CADAFE Termobarrancas
II 150
CADAFE Clarines 15 CADAFE Rincón 15 CADAFE Cantarrana 15 CADAFE La Fría I,II 30 SENECA Boca de Río 15 CADAFE Punto Fijo I, II 30 CADAFE Puerto
Ayacucho 15
SENECA Los Millanes 15 TURBOVEN Turboven 40
CADAFE Coro 15 30 CADAFE Aragua de
Barcelona 8
CADAFE Achaguas 15 CADAFE Camaguan 15 CADAFE Josefa Camejo 150 300 CADAFE Temblador 8
ENELVEN Termozulia II 150 150 CADAFE Cruz Peraza 8 CADAFE Coloncito 15 CADAFE Caripito 8 CADAFE Caño Zancudo 15 CADAFE Arismendi 4,32 CADAFE Masparro 25 CADAFE Mantecal 7,2 CADAFE Las Hernández 15 15 CADAFE Puerto Nutrias 5,4 CADAFE Palo Negro 15
ENELVEN Cuatro Esquinas
6,5
CADAFE Corinsa 15 CADAFE San Jacinto I y II 16 CADAFE Táchira 30 CADAFE Aragua de
Maturín 8
SENECA Aricagua 6 CADAFE Barrancas De
Barinas 10,8
SENECA Barrancas De Margarita
14,4
CADAFE Bavalle 13,5 CADAFE Caicara De
Maturín 8
CADAFE Caicara Del 15
74Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Filial Nombre de la Planta
2006 2007 2008 2009 2010
Orinoco CADAFE Camatagua 8 SENECA Canódromo 21,6 CADAFE Cantaura 8 CADAFE Caripe 8 CADAFE Carúpano 8 CADAFE Ciudad Bolivia 25,92 CADAFE Cumanacoa 8 CADAFE Dabajuro 15 CADAFE El Piñal 12 CADAFE El Vigía 60 CADAFE Elorza 5,7 CADAFE Fuerte
Cayaurima 16
CADAFE Gorsiño Carrillo 17 CADAFE Guasdualito 15 CADAFE Guiria 24 CADAFE La Concepción 15 CADAFE La Tendida 15 CADAFE La Y De
Cunaviche 4,3
CADAFE Libertad 12,6 CADAFE Monay 29,5 SENECA Pedro Gonzalez 6 CADAFE Pijiguaos 15
ENELVEN Quisiro 6 ENELVEN San Carlos 14,4 CADAFE Santa Ana 4,8 CADAFE Socopó 20,4 CADAFE Tres Picos 8 CADAFE Tumeremo 8 SENECA Macanao
(Venetur) 7,2
CADAFE Yaguaraparo 8 CADAFE Yuban Ortega 11 CADAFE Alberto Lovera 150 ENELCO Antonio Nicolás
Briceño 103,5
CADAFE La Mariposa 45 La EDC La Raisa 60 La EDC Picure 44
ENELVEN Termozulia IV 170
(*) La generación resaltada es de tipo distribuida
75Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Evolución de la Demanda Máxima del Sistema (MW) Período 2006-2010
8.000
9.000
10.000
11.000
12.000
13.000
14.000
15.000
16.000
17.000
18.000MW
La demanda máxima de potencia en el período 2006 -2010 registra un crecimiento
promedio interanual de 1,2% al pasar de 15.945 MW a 16.755 MW al final del
período, equivalente a un incremento promedio interanual de 162 MW. El máximo
pico anual registrado en el período se obtuvo en el año 2009 con 17.337 MW
(incluye 842 MW de racionamiento).
Así mismo destaca en el periodo, el impacto que sobre la demanda máxima anual
nacional tuvo el programa de sustitución de bombillos incandescentes por bombillos
ahorradores de energía abanderado de la Misión Revolución Energética, en donde la
demanda máxima del año 2007 disminuyó en 2,5% con respecto al año anterior,
equivalentes a un ahorro de1800 MW en la tendencia que se venía mostrando en la
variable y al efecto en el año 2010 de la aplicación del Plan Nacional de Gestión del
Déficit de Energía Eléctrica dirigido a la restitución de los niveles óptimos de
operación del embalse de Guri obteniéndose una disminución con respecto al año
anterior del 3,4%.
76Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Capacidad Instalada de Generación, Demanda Máxima por Filiales de CORPOELEC, Generadores Independientes y Cargas Especiales (MW)
Período 2006 – 2010
2006 2007 2008 2009 2010 Variación promedio Interanual
2006-2010 (%)
Variación 10/09(%)
CAPACIDAD INSTALADA 3.928 4.008 4.302 4.736 5.405 8,3 14,1 CADAFE
DEMANDA MÁXIMA 6.283 6.193 6.748 7.583 7.473 4,4 -1,5
CAPACIDAD INSTALADA 13.977 13.977 13.977 13.977 13.977 0,0 0,0 EDELCA
DEMANDA MÁXIMA 3.379 3.415 3.434 3.296 2.825 -4,4 -14,3
CAPACIDAD INSTALADA 2.236 2.156 2.156 2.156 2.140 -1,1 -0,7 La EDC
DEMANDA MÁXIMA 2.084 2.093 2.145 2.242 2.051 -0,4 -8,5
CAPACIDAD INSTALADA 1.355 1.525 1.675 1.771 1.961 9,7 10,8 ENELVEN
DEMANDA MÁXIMA 1.642 1.628 1.790 1.993 1.958 4,5 -1,8
CAPACIDAD INSTALADA 198 202 202 202 202 0,5 0,0 ELEVAL
DEMANDA MÁXIMA 294 304 314 359 360 5,2 0,3
CAPACIDAD INSTALADA 210 210 250 250 250 4,5 0,0 ENELBAR
DEMANDA MÁXIMA 584 563 592 641 639 2,3 -0,3
CAPACIDAD INSTALADA 40 40 40 40 144 37,6 258,8 ENELCO
DEMANDA MÁXIMA 733 742 768 768 750 0,6 -2,3
CAPACIDAD INSTALADA 232 232 322 347 492 20,7 41,9 SENECA
DEMANDA MÁXIMA 264 276 312 336 357 7,8 6,3
CAPACIDAD INSTALADA 40 40 40 40 40 0,0 0,0 Sector Petrolero
DEMANDA MÁXIMA 748 714 777 777 810 2,0 4,2
TERMOBARRANCAS, TURBOVEN
CAPACIDAD INSTALADA 0 150 190 190 190
HIDROLOGICAS, LOMAS DE NÍQUEL
DEMANDA MÁXIMA 680 730 553 509 520 -6,5 2,2
CAPACIDAD INSTALADA
22.216 22.540 23.154 23.708 24.801 2,8 4,6 SISTEMA
DEMANDA MÁXIMA
15.945 15.551 16.351 17.337 16.755 1,2 -3,4
77Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Generación, Intercambio y Energía Suministrada
Durante el período 2006-2010 la generación neta anual del SEN presentó un
crecimiento promedio interanual del 1% para alcanzar durante el 2010 los 115,31
Teravatios hora; este crecimiento equivale a un incremento promedio anual de 856,4
GWh/año. Destaca en el periodo de estudio el año 2010, en donde el total generado
disminuye con respecto al año anterior en 6,6%, este comportamiento es producto
de la disminución en la Energía Suministrada en el año como consecuencia de la
aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica dirigido a la
restitución de los niveles óptimos de operación del embalse de Guri.
El intercambio promedio neto anual del SEN en los últimos 5 años ha sido de -475
GWh-año, lo que indica que el SEN ha generado suficiente como para satisfacer el
total de la energía consumida y además exportar a los países de Colombia y Brasil
2.374 GWh.
Destacan en el periodo de análisis los años 2008 y 2009, en donde el SEN ha
registrado un intercambio con la República de Colombia de 96 GWh y 257 GWh
respectivamente, siendo este último el valor más alto registrado en el quinquenio.
La Energía Suministrada en el SEN durante el período 2006-2010 muestra un
crecimiento promedio interanual del 0,98%, lo que equivale a un incremento de 875
GWh por año. Para el año 2010 la Energía Suministrada alcanza los 114,86
Teravatios hora. Destaca en el periodo de estudio el año 2010, en donde la Energía
Suministrada durante el año disminuye con respecto al año anterior en 6,7%, este
comportamiento es producto de la aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit
de Energía Eléctrica dirigido a la restitución de los niveles óptimos de operación del
embalse de Guri.
78Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
A continuación se muestra la evolución anual en el período 2006 - 2010 de la
energía generada, intercambiada y suministrada por filial de CORPOELEC,
Generadores independientes y Cargas Especiales.
.
Generación. Intercambio y Consumo de Energía Neta del SEN (GWh) Período 2006 – 2010
2006 2007 2008 2009 2010 Var prom Interanual
2006-2010(%)
Variación 10/09(%)
GENERACIÓN 10.642 10.119 9.008 12.942 12.619 4,4 -2,5 INTERCAMBIO 29.763 32.077 36.484 37.422 37.005 5,6 -1,1
CADAFE
CONSUMO 40.405 42.197 45.492 50.364 49.625 5,3 -1,5 GENERACIÓN 79.186 81.026 84.635 83.607 74.984 -1,4 -10,3 INTERCAMBIO -53.502 -55.030 -59.180 -59.828 -56.050 1,2 -6,3
EDELCA
CONSUMO 25.684 25.995 25.456 23.779 18.934 -7,3 -20,4 GENERACIÓN 10.079 11.039 10.824 12.095 11.647 3,7 -3,7 INTERCAMBIO 3.095 2.214 2.858 2.138 1.311 -19,3 -38,7
EDC
CONSUMO 13.174 13.252 13.682 14.234 12.958 -0,4 -9,0 GENERACIÓN 6.077 5.501 7.219 8.684 9.253 11,1 6,6 INTERCAMBIO 4.600 5.550 4.466 4.099 3.042 -9,8 -25,8
ENELVEN
CONSUMO 10.676 11.051 11.685 12.783 12.295 3,6 -3,8 GENERACIÓN 1.186 1.228 1.212 1.256 1.226 0,8 -2,4 INTERCAMBIO 709 777 898 1.025 1.002 9,1 -2,2
ELEVAL
CONSUMO 1.895 2.006 2.110 2.280 2.228 4,1 -2,3 GENERACIÓN 548 856 1.081 929 1.472 28,0 58,4 INTERCAMBIO 2.838 2.409 2.649 3.104 2.533 -2,8 -18,4
ENELBAR
CONSUMO 3.387 3.265 3.730 4.033 4.005 4,3 -0,7 GENERACIÓN 266 282 286 291 409 11,3 40,6 INTERCAMBIO 4.262 4.271 4.495 4.728 3.947 -1,9 -16,5
ENELCO
CONSUMO 4.528 4.553 4.782 5.019 4.356 -1,0 -13,2 GENERACIÓN 1.348 1.434 1.614 1.829 1.994 10,3 9,0 INTERCAMBIO 380 458 436 437 375 -0,3 -14,2
SENECA
CONSUMO 1.728 1.892 2.050 2.265 2.368 8,2 4,5 GENERACIÓN 302 185 129 59 128 -19,3 118,1 INTERCAMBIO 4.752 4.387 4.699 4.469 4.413 -1,8 -1,3
SECTOR
PETROLERO
ORIENTAL CONSUMO 5.054 4.572 4.828 4.528 4.541 -2,6 0,3 GENERACIÓN 1.389 1.650 2.180 1.757 1.575 3,2 -10,4 GENEVAPCA,
TERMOBARRANCAS,
TURBOVEN INTERCAMBIO
-1.389 -1.650 -2.180 -1.757 -1.575 3,2 -10,4 INTERCAMBIO 3.950 3.994 3.907 3.790 3.550 -2,6 -6,3 HIDROLOGICAS
LOMAS DE NÍQUEL CONSUMO 3.950 3.994 3.907 3.790 3.550 -2,6 -6,3 GENERACIÓN 111.024 113.319 118.190 123.448 115.306 1,0 -6,6 INTERCAMBIO
(*) -542 -543 -469 -373 -447 -4,7 20,0 SISTEMA
CONSUMO 110.482 112.776 117.720 123.075 114.859 0,98 -6,68 (*) El Signo negativo indica saliendo del Sistema
79Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Generación, Intercambio, Consumo de Energía Neta del SEN (GWh) Período 2006-2010
2006 2007 20082009 2010
111.
024
-542
110.
482
113.
319
-543
112.
776
118.
190
-469
117.
720
123.
448
-373
123.
075
115.
306
-447
114.
859
-20.000
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000GWh
GENERACIÓN
INTERCAMBIO (*)
CONSUMO
(*) El Signo negativo indica saliendo del Sistema
En la gráfica siguiente se observa como durante el período de análisis las filiales
EDC, ENELVEN, ELEVAL y SENECA satisficieron más del 50% de sus
requerimientos de energía con generación propia, resaltando La EDC con el valor
más alto en el periodo de 90% en el año 2010, mientras filiales como CADAFE y
ENELBAR no satisfacen más allá del 35% de sus requerimientos de energía con
generación propia, en el caso de ENELCO y El Sector Petrolero Oriental cubren
menos del 10% de sus requerimientos de energía con generación propia.
80Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Relación entre la Generación y el Consumo de Energía por Filiales (%) Período 2006-2010
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2006 2007 2008 2009 2010
Generación/Consumo
CADAFE La EDC ENELVEN ELEVAL ENELBAR ENELCO SENECA Sector Petrolero Oriental
Planta de Generación Distribuida Gorsiño Carrillo, Edo. Mérida
81Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Glosario
Abreviaciones
AF Factor de Disponibilidad Total
CADAFE Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico
CORPOELEC Corporación Eléctrica Nacional S.A.
EDELCA Electrificación del Caroní C.A.
La EDC La C.A. Electricidad de Caracas
ELEVAL C.A. Electricidad de Valencia
ENELBAR C.A. Energía Eléctrica de Barquisimeto
ENELCO C.A. Energía Eléctrica de la Costa Oriental
ENELVEN C.A. Energía Eléctrica de Venezuela
82Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
FKMS Desconexiones por kilómetros de línea
FOF Factor de Salida Forzada
FOR Tasa de salida forzada
HFU Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada o
indisponible por cualquier eventualidad no prevista.
HMU Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada o
indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones.
HSU Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente
conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa.
HP Total de horas del período evaluado
PPI Potencia promedio interrumpida.
TPR Tiempo promedio interrumpido.
83Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
IT Tasa de Indisponibilidad Total
IS Porcentaje Interrumpido de la Energía Consumida o índice de Severidad
LONGLINEA Longitud de la línea medida en kilómetros.
N° DESCONEXIONES Número de desconexiones ocurridas durante el período.
N°HORASDESCONEXIONES Número de horas en desconexión durante el período.
S/E Subestación
SENECA Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta C.A.
SOF Factor de salida programada
SOR Tasa de salida programada
TFKMS Tiempo total de interrupción por kilómetro de línea.
TPROM Tiempo promedio de interrupción
84Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
UF Factor de Indisponibilidad Total
TV Turbo vapor
TG Turbo gas
H Hidráulicas
CC Ciclo Combinado
Términos
Capacidad Instalada Suma de potencias nominales de máquinas de la misma clase (generadores,
transformadores, convertidores, motores, entre otros) en una instalación eléctrica.
Centro Nacional de Despacho (CND) Es el órgano que por delegación del Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo (MPPEP), ejerce la actividad de Despacho del Sistema Eléctrico de
acuerdo a lo estipulado en la Ley Orgánica del Sistema y el Servicio Eléctrico promulgada el 14/12/2010.
Consumo de combustible Es la cantidad de combustible usado en una planta termoeléctrica para producir
electricidad. Se expresa en Millones de m3 para el gas, Millones de litros para el
85Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
gasoil y Miles de Toneladas para el fueloil; igualmente se puede expresar en Barriles
Equivalentes de Petróleo (BEP) usando las siguientes equivalencias:
1 Millón de m3 de gas = 5,7893 Miles de BEP
1 Miles de toneladas de fueloil = 6,67547 Miles de BEP
1 Millón de litros de gasoil = 5,9283 Miles de BEP
Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC) Es la empresa estatal encargada de las actividades de generación, transmisión,
distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, conformada por las
empresas filiales CADAFE, EDELCA, EDC y ENELVEN así como por las empresas
eléctricas ENELCO, ENELBAR, SENECA, CALIFE, ELEBOL y ENAGEN.
Demanda Eléctrica de Potencia Es la potencia eléctrica medida a la hora exacta calculada en el Centro de Control
del Despacho Nacional producto de la suma de la Generación Neta, Intercambio
Neto y el Racionamiento.
Demanda Máxima de Potencia Valor máximo de demanda eléctrica de potencia.
Red Troncal de Transmisión (RTT) Es el conjunto de instalaciones de transmisión de los Sistemas Eléctricos
pertenecientes al Sistema Eléctrico Nacional, que interconectan las principales
plantas de generación y/o los centros de carga y que influyen de manera importante
en la estabilidad, confiabilidad y seguridad del Sistema Interconectado Nacional.
Sistema Eléctrico Nacional (SEN) Instalaciones y equipos de generación, transmisión y distribución de energía
eléctrica, físicamente conectadas o no entre sí, pertenecientes a empresas públicas
y privadas encargadas de prestar el servicio de suministro de electricidad en la
totalidad del territorio venezolano.
86Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Unidades de Medida
BEP Barriles Equivalentes de Petróleo
GWh Gigavatios hora
Kms Kilómetros
kV Kilovoltio
KW Kilovatios
m.s.n.m. Metros sobre el nivel del mar
m3 Metros cúbicos
m3/seg Metros cúbicos por segundo
MVA Megavoltio amperio
MVAr Megavoltio amperio reactivo
MW Megavatio
Tera Teravatios
87Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010
Comité de Operación
CND:
Jefe del Centro Nacional de Despacho
ING. IGOR GAVIDIA
Despacho Nacional:
Delegado Principal
ING. WILLIAM BLEQUETT
Delegado Suplente
ING. WUILMER VIVAS
Responsable Planificación y Normas
Operativas
ING. JUAN BASTIDAS
Responsable Telemática
ING. GUSTAVO CÁRDENAS
Despacho Maracaibo:
Delegado Principal
ING. ALEX CARDENAS
Delegado Suplente
ING. JOSÉ ROJO
Despacho Valera:
Delegado Principal
ING. RAFAEL GODOY
Despacho Barquisimeto:
Delegado Principal
ING. ALFREDO MONTES
Despacho La Mariposa:
Delegado Principal
ING. ROMEL VIÑA
Despacho Capital:
Delegado Principal
ING. WILSON ROMERO
Delegado Suplente
ING. ROMMY GUANIPA
Despacho Barbacoa:
Delegado Principal
ING.NAM CHONG FUNG
Despacho Guayana:
Delegado Principal
ING. LUIS MELENDEZ
Delegado Suplente
ING. RAMÓN GERDÉZ