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INFORME - OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN SUBESTACIÓN TASAJERO - DISTASA 2012

INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA

VERSIÓN: 2 FECHA: 2012-03 Página 2 de 76

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TABLA DE CONTENIDO

1. JUSTIFICACIÓN............................................................................................................................ 3

2. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 5

3. DESCRIPCIÓN GENERAL .......................................................................................................... 6

3.1 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA NORDESTE: ........................................................................................................... 6

3.1.1 Comportamiento del STN................................................................................................................ 7

3.1.2 Comportamiento del STR (Santander y Norte de Santander): ................................. 7

3.1.3 Nuevos proyectos en el área ........................................................................................................ 8

3.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA SUBESTACIÓN TASAJERO 230 KV ....................................................... 9

3.2.1 Ubicación subestación Tasajero ................................................................................................10

3.2.2 Descripción física de espacios ....................................................................................................11

3.2.3 Descripción de los equipos ..........................................................................................................11

4. ANÁLISIS ELÉCTRICOS ........................................................................................................... 13

4.1 SUPUESTOS ....................................................................................................................................................... 13

4.2 METODOLOGÍA ................................................................................................................................................. 15

4.3 ANÁLISIS CAPACIDAD DE CONEXIÓN DE LA DEMANDA .......................................................................... 16

4.3.1 Curvas QV ..............................................................................................................................................17

4.3.2 Curvas PV ...............................................................................................................................................32

4.4 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE CONEXIÓN DE GENERACIÓN .................................................................. 47

4.4.1 FLUJOS DE CARGA .......................................................................................................................48

4.5 ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO .................................................................................................................. 62

4.6 ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA................................................................................................ 64

5. RECOMENDACIONES REGULATORIAS ............................................................................ 65

5.1 REQUISITOS CONEXIÓN DE DEMANDA ..................................................................................................... 65

5.2 REQUISITOS CONEXIÓN DE GENERACIÓN ............................................................................................... 74

6 CONCLUCIONES Y RECOMEDACIONES ........................................................................... 76

ANEXO - OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN TASAJERO 2012 - 2017



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1. JUSTIFICACIÓN

El presente documento nace de la necesidad de cumplir con lo estipulado en la regulación

vigente; en particular con lo establecido por las entidades que regulan el sector: Ministerio

de Minas y Energía y la Comisión de Energía y Gas (CREG); además, de ser una necesidad

para que en un futuro los agentes interesados lo puedan consultar, y así determinar las

posibilidades de conectarse a la Subestación Tasajero 230 kV, propiedad de la empresa de

Transmisión DISTASA S.A. E.S.P.

El Ministerio de Minas y Energía, en su Resolución 181313 del 2002, indica en su artículo 4

que:

“Para la preparación del plan de expansión del sistema interconectado nacional, los

transmisores nacionales, los generadores, los transmisores regionales, los

distribuidores locales, los comercializadores, el centro nacional de despacho y el

mercado nacional mayorista deberán entregar a la Unidad de Planeación Minero

Energética, UPME, la información de planeamiento estándar y la información de

planeamiento que dicha Unidad determine de manera especifica en las fechas por

ellas señalados y con un cubrimiento de por lo menos un horizonte de diez (10)

años; Para los primeros cinco (5) años del plan de expansión de transmisión, cada

trasmisor nacional deberá preparar y remitir para la misma fecha y a la misma

entidad, un informe detallado donde se indique las oportunidades disponibles para

conectarse y usar el sistema, señalando aquellas partes de dicho sistema con

mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y trasporte de cantidades

adicionales de potencia”.

Adicionalmente, la resolución CREG 022 de 2001 en su Artículo 3 establece:

“(…)Para la preparación del Plan de Expansión de Transmisión Preliminar y del

Plan de Expansión de Transmisión de Referencia los Transmisores Nacionales, los

Generadores, los Transmisores Regionales, los Distribuidores Locales y los

Comercializadores, deberán entregar a la UPME la información de planeamiento

estándar y la información de planeamiento detallada según la lista de los Apéndices

I y II. Así mismo, deberán remitir la información correspondiente a las

“Ampliaciones” requeridas, en los términos en que éstas se entiendan en la

reglamentación vigente. Esta información se deberá entregar a más tardar en el

mes de marzo de cada año. Así mismo para los primeros cinco (5) años del plan de

expansión de transmisión, cada Transmisor Nacional, deberá preparar y remitir

para la misma fecha y a la misma entidad, un informe detallado donde se indiquen

las oportunidades disponibles para conectarse y usar el sistema, señalando



4

aquellas partes de dicho sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas

conexiones y transporte de cantidades adicionales de potencia.(…)”.

Teniendo en cuenta lo expresado anteriormente, DISTASA S.A. E.S.P pone a disposición

de los interesados el presente Estudio de Oportunidades de Conexión.



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2. INTRODUCCIÓN

A continuación se presenta el estudio de oportunidades de conexión correspondientes a la

Subestación Tasajero 230 kV, propiedad de DISTASA S.A. E.S.P. Lo anterior para el

horizonte de analisis 2012 – 2017.

Con la base de datos suministrada por la UPME, se modeló el Sistema Interconectado

Nacional, en especial el área Nordeste (STN y STR). Con modelos reducidos y los

equivalentes de red correspondientes, se realizaron análisis de flujo de carga, de corto

circuito, de estabilidad de tensión y estabilidad transitoria.

Inicialmente se presenta una descripción general de la subestación Tasajero (ubicación,

espacios disponibles, equipos que la conforman y limitantes de su capacidad);

posteriormente un diagnóstico del área Nordeste, además de una descripción de los

principales recursos de generación en el área, las principales subestaciones de la zona y su

interconexión con otras áreas operativas del SIN. Todo lo anterior en base a lo expresado

por la UPME en su último plan de expansión preliminar. Adicionalmente, se listan los

proyectos de expansión definidos por la Unidad en la zona de influencia de la subestación

Tasajero 230 kV.

Seguidamente se presentan los resultados de los analisis eléctricos. Se relacionan los

supuestos tenidos en cuenta y se explica brevemente la metodología empleada para

determinar la potencia máxima de carga que se podria conectar en la subestación

Tasajero 230 kV, mediante análisis de curvas PV (potencia activa – Voltaje) y curvas QV

(potencia reactiva – Voltaje). Posteriormente, se determiná mediante la variación de

potencia conectada en la subestación Tasajero, la potencia máxima que se puede generar

sin que se produzcan restricciones en la red; asi mismo, se presentan los resultados de los

analisis de corto circuito y de estabilidad transitoria.

Después se describe el procedimiento general para solicitar la conexión a la subestación

Tasajero, ya sea como Carga y/o Generador. Finalmente, se presentan las conclusiones y

recomendaciones del ejercicio de planeamiento llevado a cabo.

Finalmente en el documento Anexo, se presentan resultados del estudio de conexión



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3. DESCRIPCIÓN GENERAL

3.1 Descripción del área Nordeste:

La subestación Tasajero 230 kV se encuentra ubicada en el área operativa Nordeste. Esta

zona cuenta con siete (7) puntos de inyección desde el STN, los cuales se relacionan a

continuación:

Conexión a 230 kV: Barranca, Bucaramanga, Palos, Guatiguará, San Mateo y Cúcuta.

Conexión a 500 kV: Ocaña 500/230/115 kV.

Así mismo, se interconecta con el resto del país de la siguiente manera:

Con Boyacá: Doble circuito a 230 kV Sochagota – Guatiguará.

Norte de Santander: Circuitos a 230 kV, Palos – Tasajero, Palos – Ocaña y Guatiguará – Tasajero.

Con la Costa Atlántica: Circuitos a 500 KV, Primavera – Ocaña y Ocaña – Copey (a partir del año 2013, Primavera – Sogamoso, Sogamoso – Ocaña y Ocaña – Copey).

Con Antioquia: Circuitos a 230 kV, Primavera – Jaguas, Primavera – Playas, Primavera

– San Carlos y a nivel de 500 kV, Primavera – San Carlos.

Con el área Oriental: Línea Primavera – Bacatá 500 kV.

Con Venezuela: Doble circuito a 230 kV San Mateo – Corozo.

A nivel de generación, tiene como principal recurso la planta Termotasajero, cuya

capacidad maxima es de 155 MW. Adicionalmente, en el año 2014 se dispondrá de nueva

generación hidráulica, correspondiente a la planta Sogamoso, cuya capacidad es de 800

MW.

La Figura 1 presenta la descripción del área Nordeste.



7

1

Figura 1. Área Nordeste

Con el objetivo de tener un panorama claro de las condiciones eléctricas de esta área, a

continuación se presenta su desempeño esperado en el horizonte 2012 – 2017. Esta

información fue extraída del último Plan de Expansión preliminar de la UPME.

3.1.1 Comportamiento del STN

La contingencia del transformador Ocaña 500/230 kV ocasiona iolaciones de tensión en el rea. a o esta topolo a y con m nimo despac o, la demanda del departamento se a astece radialmente desde la su estaciones Palos y uati uar . Es por esta razón

que debe garantizarse un mínimo despacho en la zona para el soporte de potencia reactiva (Termo tasajero o Sogamoso).

Con mínimo despacho en el área, la contingencia de la línea Comuneros – Barranca 230 kV ocasiona bajas tensiones en el STR Santander.

3.1.2 Comportamiento del STR (Santander y Norte de Santander):

1 Tomado del plan de expansión preliminar de la UPME 2011-2014

SANTANDER

CESAR

NORTE

SANTANDER

ANTIOQUIA

CUNDINAMARCA

BOYACÁ

ARAUCA

COPEY

CERROMATOSO

OCAÑA SAN MATEO

CUCUTA

CAÑOLIMÓN

TASAJERO

BANADIA

SAMORÉ

TOLEDO

GUATIGUARÁ

PAIPA

SOCHAGOTA

BARRANCA

TERMOCENTRO

MERILECTRICA

COMUNEROS

BUCARAMANGA

PALOS

LA SIERRA

SAN CARLOS

COROZO

VENEZUELA

CIRA INFANTA

PRIMAVERA

BACATÁ CHIVOR

PLAYAS

MALENA

PURNIO

JAGUAS

SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA

SUBESTACIÓN STN 500 kV

SUBESTACIÓN STN 220 kV

220 kV

500 kV

SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA



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Con las líneas Ínsula – Belén 115 kV y Convención - Ti 115 kV operando normalmente abiertas, las contingencias sencillas de cualquiera de los transformadores

230/115 kV de las subestaciones Ocaña, Belén (Cúcuta) y San Mateo, ocasionan desatención de demanda. También se presenta demanda no atenida ante las contin encias sencillas, ca a – on ención, ca a – A ua c ica, an ateo – nsula,

nsula – ulia y ulia – Ti .

Colapso de tensión en el área ante las contingencias sencillas de cualquiera de los transformadores de conexión, en especial Ocaña . o anterior considerando cerrados los enlaces on ención – Ti e nsula - Belén.

on la conexión del nue o trans ormador en la su estación uati uar , al igual que la reconfiguración de la línea Bucaramanga – San Gil 115 kV en

ucaraman a – uati uar y uati uar – San Gil, no se observan, bajo condiciones normales de operación, sobrecargas en los transformadores de conexión del área. No

obstante, el nivel de carga en la línea Bucaramanga – Real Minas 115 kV es superior al límite permitido. La contingencia del enlace Barranca – Palenque 115 kV torna más critica esta situación.

La contingencia de uno de los transformadores 230/115 kV de la subestación Barranca, ocasiona violaciones por sobrecarga en el banco paralelo que queda en

operación y su posterior desconexión del sistema.

En el a o , las contin encias sencillas de al uno de los trans ormadores de las su estaciones ucaraman a, Palos y uati uar , ocasionan violaciones en el STR.

En el año 2016 se observan cargabilidades cercanas al 100 % en los transformadores

de conexión de las subestaciones Palos y Bucaramanga.

3.1.3 Nuevos proyectos en el área

Respecto a los proyectos de expansión definidos y aprobados por la UPME en la zona de

influencia de la subestación Tasajero 230 kV, los mismos se listan a continuación:

Subestación Sogamoso 500/230 kV – 900 MVA, reconfiguración de la línea Primavera –

Ocaña 500 kV en Primavera – Sogamoso y Sogamoso – Ocaña. Reconfiguración de la línea Barranca – Bucamanga 230 kV en Barranca – Sogamoso y Sogamoso – Bucaramanga. Doble circuito Sogamoso – Guatiguará 230 kV.

Conexión de Ecopetrol a la subestación Comuneros 230 kV a través de un doble circuito.



9

Cambio de configuración de la subestación Caño Limón 230 kV, de barra sencilla a barra principal más transferencia. Adicionalmente, instalación de dos nuevas bahías de

línea en las subestaciones Banadia y Toledo (ambas hacia Samoré)

Nuevo transformador 230/115 kV en la subestación Guatiguará y reconfiguración de la línea Bucaramanga – San Gil 115 kV en Bucaramanga – Guatiguará y Guatiguará – San Gil

3.2 Descripción general de la subestación Tasajero 230 kV

La subestación Tasajero tiene una configuración interruptor y medio. Consta de cuatro (4)

bahías de línea (Palos, Belén, San Mateo y Guatiguará), y dos (2) bahías de conexión, las

cuales sirven para conectar a la planta Termotasajero y al transformador de arranque.

A continuación se presenta el diagrama Unifilar con la identificación de sus equipos,

propiedad de DISTASA S.A. E.S.P.

Figura 2. Diagrama Unifilar subestación Tasajero



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3.2.1 Ubicación subestación Tasajero

La subestación Tasajero esta ubicada en el municipio de San Cayetano en el departamento

de Norte de Santander, a una altura aproximada de 263 metros sobre el nivel del mar. Sus

coordenadas son las siguientes:

A nivel de accesos, se puede llegar a través de una vía pavimentada en buenas

condiciones (corredor vial “Cúcuta - El Zulia – San Cayetano”), trayecto que dura

aproximadamente 45 minutos; la distancia lineal entre la subestación Tasajero y la ciudad

de Cúcuta es aproximadamente de 13 km. A continuación se presenta la posición relativa

de la subestación con respecto a otros puntos geográficos.

Figura 3. Ubicación subestación Tasajero

Latitud 7°50'50.90"N

Longitud 72°37'52.69"O



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3.2.2 Descripción física de espacios

Como se dijo anteriormente, la subestación Tasajero está compuesta de seis (6) bahías,

cuatro (4) de línea (Palos, Belén, San Mateo y Guatiguará), y dos (2) de conexión

(Termotasajero y transformador de arranque). Adicionalmente, existen dos espacios

adicionales, donde se podrían construir dos bahías completas. La distribución de la

subestación Tasajero, además de los espacios disponibles para la ampliación de la misma,

se presentan en la siguiente figura.

Figura 4. Espacios Disponibles y distribución de la subestación Tasajero

3.2.3 Descripción de los equipos

La lista de los equipos disponibles en la subestación Tasajero, cuya nomenclatura

corresponde al diagrama unifilar de la figura 2, se presenta a continuación.

Bahía de

conexión

Bahía de

Conexión

Bahía de

línea

Bahía de

línea

Bahía de

línea

Bahía de

línea Espacio

disponible

Espacio

disponible

CORTES

CENTRA

LES



12

EQUIPO IDENTIFICACIÓN CORRIENTE

NOMINAL

TENSIÓN

NOMINAL2

CORRIENTE

DE CORTO

Barrajes MB1 y MB2 1200 A 230 kV 40 kA

Interruptor

Cromptom B32 3150 A 245 kV 40 kA

Interruptor

Mitsubishi B11,B12,B21, B22,

B23,B31, B33 2000 245 kV 40 kA

Seccionador

Mitsubishi

D11,D12,D14,D15,D21D22,D24,D25,D27,D26,D31,D3

2,D34, D35, D37,D38

2000 A 230 kV 40 kA

Seccionador con

cuchilla Mitsubishi

D13, D23, D33 2000 A 230 kV 40 kA

Transformador de

corriente

Mitsubishi 34C

1000-500 A 230 kV 40 kA

Transformador de

corriente ALSTOM 34C, 33C, 32C,

37C,36C,35C, 31C

1000-500 A 230 kV 40 kA

Transformador de

Corriente

CROMPTON 30C

1000-500 A 230 kV 40 kA

Transformador de

potencial

MITSUBISHI 30P,31P,32P

- 230 kV -

Transformador de

potencial ALSTOM 34P,33P - 230 kV -

2 Tensión nominal de equipo, no de funcionamiento



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Teniendo en cuenta esta información, a continuación se determina la potencia máxima de

los elementos; la misma la dará el equipo de menor capacidad.

Elemento

Capacidad

nominal (A)

Tensión nominal

(kV) Potencia Máxima3 (MVA)

Barraje 1200 245 509

Interruptor Cromptom 3150 245 1336

Interruptor MITSUBISHI 2000 245 848

Seccionadores 2000 230 796

Transformador de

Corriente 1000 230 398

Es claro que la limitante de potencia por la subestación Tasajero actualmente es de 398

MW y está dada por la capacidad nominal de los transformadores de corriente.

4. ANÁLISIS ELÉCTRICOS

Antes de presentar los análisis eléctricos, a continuación se describen los supuestos

tenidos en cuenta y la metodología empleada para determinar la máxima capacidad de

carga y generación que se podría conectar en la subestación Tasajero 230 kV. Es

importante mencionar que estos análisis son exclusivos para la subestación Tasajero,

aunque en el documento se hace referencia de otras subestaciones.

4.1 Supuestos

Para las proyecciones de demanda se utilizan las referenciadas en el documento de la UPME, “PR YE IÓN DE DE ANDA DE ENER A E É TRI A Y P TEN IA ÁXI A”, revisión noviembre 2011. Se asume un escenario alto de crecimiento.

3 Valor referencial



14

Figura 5. Proyecciones de Demanda (Potencia)4

Para los análisis eléctricos, inicialmente se establecen las condiciones base simulación,

tales como topología, demanda y generación. Se tuvieron en cuenta tres escenarios de

despacho en el área, específicamente para la planta Termotasajero: despacho máximo,

despacho mínimo y sin generación. Este ejercicio se realiza para todo el horizonte 2012 –

2017, bajo condiciones normales de operación y ante contingencia N-1. A continuación se

presentan las condiciones más críticas identificadas para la conexión de demanda y/o

4 tomada de : proyección de demanda de ener a eléctrica y potencia m xima”, revisión

noviembre 2011. Documento UPME



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generación:

Condiciones

Generación del

área

Demanda del

área

Generación máxima que se

puede conectar Máxima Máxima/Mínima

Demanda máxima que se

puede conectar Mínima Máxima

Adicionalmente, con el objetivo de identificar otras limitantes, se realizan análisis

complementarios, tales como Corto Circuito y Estabilidad transitoria.

4.2 Metodología

A continuación se presenta la metodología empleada por DISTASA S.A. E.S.P para el

desarrollo de los análisis eléctricos:



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Figura 6. Diagrama Metología

4.3 Análisis capacidad de conexión de la demanda

Se realizan las curvas PV y PQ en las subestaciones Tasajero, Belén y San Mateo 230 kV.

Lo anterior bajo condiciones normales de operación y ante contingencia sencilla (Tasajero

– Belén, Tasajero – San Mateo, Tasajero – Palos. Tasajero – Guatiguará, San Mateo –

Ocaña, Ocaña – Palos Y Belén – San Mateo), contemplando los siguientes escenarios de

despacho: sin generación, mínimo despacho y máximo despacho en Tasajero. A

continuación se presentan las condiciones operativas consideradas.



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Figura 7. Condiciones del Sistema

4.3.1 Curvas QV

Mediante variaciones de potencia reactiva en las subestaciones de estudio, se corren flujos

de carga sucesivos y se establece el voltaje en cada una de las barras. La curva QV es una

gráfica que tiene en su eje Y los valores de potencia reactiva, y en el eje X el valor de

tensión. A continuación se presentan las curvas QV obtenidas bajo diferentes condiciones

operativas.

Condición

Despachado Termotasajero

máximo

Falla Tasajero - San Mateo

Falla Tasajero - Belen

Falla Tasajero - Palos

Falla Tasajero - Guatiguará

Falla Ocaña - Palos

Falla Ocaña - San Mateo

Falla San Mateo - Belén

Despachado Termotasajero

minimo





Falla Ocaña -Palos



Sin Termotasajero despachado




Falla Tasajero -Guatiguará






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Condición Curvas QV Tasajero

SUBESTACIÓN TASAJERO 230 KV

Sin Generación en

Termotasajero: Ante la falla

Ocaña – San Mateo, se observa

que para mantener la tensión

por encima de 90% (antes de la

entrada de Sogamoso), es

necesario tener algún tipo de

compensación en el área o

encender la planta.

Posterior a la entrada de

Sogamoso, las necesidades de

potencia reactiva son menores,

independientemente si esta

central esta generando. Lo

anterior se debe a la inyección a

nivel de 500 kV que se tiene en

el área, junto con su red

asociada.

Respecto a las otras

contingencias, es posible

atender nuevas cargas con

requerimientos de potencia

reactiva no mayores a 20 MVAr.

Figura 8. Curva QV Tasajero – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012




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Despacho Mínimo

Termotasajero: Cuando

Termotasajero esta en

operación entregando su mínimo

técnico, se observa que los

niveles de tensión son

adecuados. Así mismo, ante

todas las contingencias

evaluadas, no se presentan

necesidades de reactivos en

esta subestación.

Bajo estas condiciones, se

podría conectar una carga con

un consumo hasta de 50 MVAr

(siempre y cuando la curva PV

soporte una carga con un factor

de potencia 0,9). Después de la

entrada de Sogamoso, este

valor podría ser hasta de 100

MVAr.

Figura 11. Curva PV Tasajero –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012



20

Figura 12 Curva PV Tasajero –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015




21

Despacho máximo

Termotasajero: Se observa un

desempeño adecuado ante

todas las contingencias.

Bajo estas condiciones, antes de

la entrada de Sogamoso, se

podría conectar una carga con

un consumo hasta de 75 MVAr

(siempre y cuando la curva PV

soporte una carga con un factor

de potencia 0,9).

Figura 14. Curva PV Tasajero –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012




22

Figura 16 Curva PV Tasajero –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2017

SUBESTACIÓN BELÉN 230 KV

Sin Generación en

Termotasajero: Antes de la

entrada de Sogamoso, se

observan necesidades de

potencia reactiva en el nodo

Belén. Lo anterior para cubrir la

contingencia Ocaña – San

Mateo.

Dichas necesidades se pueden

suplir con la generación de

Termotasajero, siempre y

cuando la misma se encuentre

despachada en mérito.

Figura 17. Curva QV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012



23

Figura 18 Curva QV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015

Figura 19 Curva QV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017



24

Despacho Mínimo

Termotasajero: Cuando

Termotasajero esta en

operación entregando su mínimo

técnico, las tensiones en los

nodos son adecuados. Esto

quiere decir que las necesidades

de potencia reactiva son

cubiertas por esta planta.

Figura 20. Curva QV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012

Figura 21. Curva QV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015



25

Figura 22 Curva QV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012



26

Despacho máximo

Termotasajero: Con máximo

despacho en Termotasajero, las

necesidades de potencia

reactiva de la subestación Belén

se suplen, exportando

excedentes al STN por los

enlaces Ocaña - San Mateo,

Tasajero – Palos y Tasajero –

Guatiguará.

Figura 23. Curva PV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012

Figura 24 Curva QV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2015



27

Figura 25 Curva QV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2017

SUBESTACIÓN SAN MATEO 230 KV

Sin Generación en

Termotasajero: Ante la

contingencia Ocaña – San

Mateo, se observan necesidades

de potencia reactiva en esta

subestación y la misma Belén.

Por esta razón sería necesario

disponer de Termotasajero para

soportar las necesidades de

reactivos del área.

Después de la entrada de

Sogamoso, su red asociada

aporta los reactivos necesario

para mantener las tensiones

dentro del límite permitido.

Figura 26. Curva QV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012



28

Figura 27 Curva QV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015

Figura 28 Curva QV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017



29

Despacho Mínimo

Termotasajero: las

necesidades de la subestación

San Mateo se ven satisfechas

por el despacho de

Termotasajero; inclusive ante

contingencias criticas como lo es

Ocaña – San Mateo.

Figura 29. Curva QV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012

Figura 30 Curva QV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015



30

Figura 31 Curva QV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2017

Despacho máximo

Termotasajero: Bajo estas

condiciones los niveles de

tensión son adecuados en San

Mateo; inclusive se puede

soportar necedades de reactivos

por encima de 50 MVAr ante

diferentes contingencias, siendo

la mas crítica Tasajero - San

Mateo.

Figura 32. Curva QV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012



31

Figura 33 Curva QV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2015

Figura 34 Curva QV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2017



32

4.3.2 Curvas PV

Mediante variaciones de potencia activa en las subestación Tasajero, se corren flujos de

carga sucesivos y se establece el voltaje en cada una de las barras. La curva PV es una

gráfica que tiene en su eje X las variaciones de potencia activa, y en el eje Y el valor de

tensión. A continuación se presentan las curvas PV obtenidas bajo diferentes condiciones

operativas.

Condición Curvas PV Tasajero

Sin Generación en

Termotasajero: La falla Ocaña

– San Mateo limita la conexión

de la demanda en el área

Nordeste, sin embargo, esta

condición se da actualmente,

por lo cual es necesario

mantener los niveles de tensión

en la zona con la planta

Termotasajero.

A parte de esta contingencia, el

evento que limita la conexión de

carga adicional, es la falla de

Ocaña – Palos, siendo esta

última la que limitaría la

capacidad de conexión en

Tasajero a 65 MW.

Figura 35. Curva PV Tasajero – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012



33

Figura 36 Curva PV Tasajero – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015

Figura 37 Curva PV Tasajero – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017



34

Despacho Mínimo en

Termotasajero: Bajo estas

condiciones se puede soportar la

conexión de 75 MW de

demanda. El evento que impone

esta limitante sigue siendo la

pérdida de la línea Ocaña – San

Mateo.

Para los años posteriores con la

entrada de Sogamoso, se

podrían conectar hasta 145 MW,

siempre y cuando se despache

Termotasajero.

Figura 38. Curva PV Tasajero –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012




35


Despacho máximo

Termotasajero: Para un

despacho pleno en

Termotasajero, los niveles de

tensión en el área se mejoran

considerablemente, permitiendo

conectar hasta 85 MW en el

2012, lo cual puede aumentar

con la entrada de Sogamoso y

su red asociada.




36



Condición Curvas PV Belén



37

Sin Generación en

Termotasajero: Al igual que

en el caso anterior, es necesario

disponer de una generación

mínima en Tasajero para

mantener las tensiones en al

área, ante la contingencia Ocaña

– San Mateo. Otros eventos de

falla que limitan la conexión da

carga, es la pérdida de la línea

Ocaña – Palos. Bajo esta

topología solo se podrían

conectar 69 MW.

Posterior a la entrada de

Sogamoso, el valor de carga

podría aumentar hasta 80 MW.

La limitante en este caso seria la

pérdida del enlace Tasajero –

Guatiguará. Sin embargo, con el

aumento progresivo de la

demanda, este valor se reduce

a 64 MW en el año 2017.

Figura 44. Curva PV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012

Figura 45 Curva PV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015



38

Figura 46 Curva PV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017

Despacho Mínimo

Termotasajero: En el 2012 se

observa que los niveles de

tensión se pueden mantener en

Belén para la conexión de 75

MW en Tasajero. La limitante en

este caso sigue siendo la

pérdida del enlace Ocaña – San

Mateo.


Sogamoso, se podrían conectar

mas de 100 MW en Tasajero

230 kV, sin violar los límites de

tensión en Belén.

Figura 47. Curva PV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012



39

Figura 48 Curva PV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015



40

Figura 49 Curva PV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2017

Despacho máximo

Termotasajero: En el año

2012, si se conectaran 82 MW

en Tasajero, el nivel de tensión

en Belén estaría por encima del

90%.


Sogamoso, la potencia máxima

que se puede conectar en

Tasajero aumenta, siendo

factible conectar 135 MW para

el año 2017.

Figura 50. Curva PV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012

Figura 51 Curva PV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2015



41

Figura 52 Curva PV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 201

Condición Curvas PV San Mateo

Sin Generación en

Termotasajero: con la

conexión de 69 MW de demanda

en Tasajero, los niveles de

tensión en la subestación San

Mateo se mantiene por encima

del 90%, inclusive ante la

pérdida de la línea Ocaña –

Palos.

No obstante, se sigue

necesitando la generación de

Termotasajero para soportar la

contingencia de la línea Ocaña –

San Mateo.


Sogamoso, el valor de carga

podría aumentar hasta 80 MW.

Figura 53. Curva PV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012



42

La limitante en este caso seria la

pérdida del enlace Tasajero –

Guatiguará. Sin embargo, con el

aumento progresivo de la

demanda, este valor se reduce

a 64 MW en el año 2017.

Figura 54 Curva PV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015

Figura 55 Curva PV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017



43

Despacho Mínimo

Termotasajero: Para el 2012

se observa que los niveles de

tensión se pueden mantener en

San Mateo para la conexión de

75 MW en Tasajero. La

condición que impone esta

limitante es la pérdida del

enlace Ocaña – San Mateo.

Figura 56. Curva PV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012

Figura 57 Curva PV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015



44

Figura 58 Curva PV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2017

Despacho máximo

Termotasajero: En el 2012 la

conexión de demanda estaría

limitada a 79 MW, esto debido a

que si se conecta mas carga en

el nodo de tasajero, los niveles

de tensión ante la falla Ocaña –

San Mateo estaría por debajo

del 95%

Figura 59. Curva PV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012



45

Figura 60 Curva PV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2015

Figura 61 Curva PV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2017



46

Una vez analizadas cada una de las curvas, bajo los escenarios topológicos y de despacho

contemplados, se puede concluir:

Antes de la entrada de Sogamoso 800 MW junto con su red asociada, no es posible

conectar demanda adicional en Tasajero, si no se cuenta con un mínimo despacho en

Termotasajero (68 MW). Si se garantiza esta generación, se podrían conectar hasta 75

MW, sin que se ocasionen violaciones de tensión (bajo condiciones normales de

operación y ante contingencias sencillas).

Posterior a la entrada de Sogamoso 800 MW, es posible conectar en Tasajero más de

120 MW, lo anterior sin ocasionar violaciones de tensión en las demás subestaciones

del área y con total dependencia de la generación de Termotasajero.

Vale la pena mencionar que estos valores de demanda deben tener un factor de

potencia superior a 0.9, ya que si no se cumple esta condición, se tendría un alto

consumo de potencia reactiva, ocasionando inestabilidad de tensión (ver curvas QV).

La siguiente tabla presenta para todo el horizonte de planeamiento, los valores de

carga que se pueden conectar en la subestación Termotasajero 230 kV.

Año Condición

Tasajero

Carga a

conectar

Contingencia

limitante

2012

Sin despacho - Falla Ocaña – San

mateo

Generación mínima 75 MW Ninguna

Generación máxima 82 MW Ninguna

2013

Sin despacho - Falla Ocaña – San

mateo



2014

Sin despacho 65 MW Falla Ocaña – San

mateo




47


2015

Sin despacho 95 MW Falla Tasajero - Palos



2016

Sin despacho 95 MW Falla Tasajero - Palos



2017

Sin despacho 95 MW Falla Tasajero –

Guatiguará



4.4 Análisis de capacidad de conexión de Generación

Al igual que en el procedimiento anterior, se realzan las respectivas simulaciones para

todo el horizonte 2012 – 2017. Para diferentes condiciones topológicas y de demanda, se

realiza un aumento paulatino de la generación conectada en la subestación Tasajero,

hasta llegar al punto donde se presentan violaciones en el sistema, ya sea bajo

condiciones normales de operación o ante contingencia sencilla. A continuación se

presentan las condiciones operativas consideradas.



48

Figura 62. Condiciones Flujos de Carga

4.4.1 FLUJOS DE CARGA

Año 2012

Para difrentes condiciones de demanda y de

despacho en Tasajero



Sensibilidad importaciones y exportaciones a

Venezuela


Sensibilidad importaciones y exportaciones a

Venezuela








49

Condición Carga líneas

Sin Contingencia:

A medida que aumenta

la generación en

Termotasajero, la

cargabilidad en la línea

Ocaña - San Mateo

disminuye. Por otro lado,

el nivel de carga en las

líneas Tasajero- Belén y

Tasajero San Mateo

aumenta.

Para el 2012, bajo

condiciones normales de

operación y sin

intercambios de energía

con Venezuela, se

podrían conectar 315 MW

de generación.

Para los años posteriores,

se observa que las líneas

que mas cargaran son

Tasajero – Belén y

Tasajero – San Mateo,

llegando en el año 2017 a

una cargabilidad del 47%

de su carga.

En conclusión, bajo

Figura 63. Carga de las líneas año 2012 sin contingencia




50

condiciones de

disponibilidad total de

la red, en el horizonte

de análisis 2012 –

2017 se pueden

soportar 160 MW de

generación en

Tasajero adicionales a

los instalados

actualmente.


Falla Tasajero – Palos:

Bajo esta topología, se

observa que el aumento

de generación en

Termotasajero no afecta

el nivel de carga de las

líneas del STN. Es decir,

el comportamiento es

similar al del caso base.

Figura 66. Carga de las líneas año 2012 Falla Tasajero - Palos



51

Figura 67 Carga de las líneas año 2015 falla Tasajero - Palos

Figura 68 Carga de las líneas año 2017 falla Tasajero - Palos



52

Falla Tasajero –

Guatiguará:

Ante esta contingencia se

presenta el mismo

comportamiento del caso

base. Es decir, no se

afectan las condiciones

del sistema para el

horizonte de análisis.

Figura 69. Carga de las líneas año 2012 falla Tasajero – Guatiguará

Figura 70 Carga de las líneas año 2015 falla Tasajero – Guatiguará

Figura 71. Carga de las líneas año 2017 falla Tasajero – Guatiguará



53

Falla Tasajero – San

Mateo:

Bajo esta topología se

observa una cargabilidad

del 72 % en la línea

Tasajero - Belén (sin

exportaciones o

importaciones hacia

Venezuela).

Figura 72 Carga de las líneas año 2012 falla Tasajero – San Mateo

Figura 73. Carga de las líneas año 2015 falla Tasajero – San Mateo

Figura 74. Carga de las líneas año 2017 falla Tasajero – San Mateo



54

Falla Tasajero – Belén:

Al igual que en el caso de

la contingencia anterior,

la línea que presenta una

mayor cargabilidad es

San Mateo – Tasajero,

llegando el año 2017 al

70 % de su capacidad

nominal.

Figura 75. Carga de las líneas año 2012 falla Tasajero – Belén

Figura 76. Carga de las líneas año 2015 falla Tasajero – Belén

Figura 77 Carga de las líneas año 2017 falla Tasajero – Belén



55

Falla Belén – San

Mateo:

Bajo esta topología no se

presentan problemas de

cargabilidad en las líneas,

por el contrario,

disminuye.

Figura 78. Carga de las líneas año 2012 falla Belén – San Mateo





56

Falla Ocaña – Palos:

Se observan adecuados

niveles de carga. A

medida que aumenta la

potencia instalada en

Tasajero, las

cargabilidades se

mantienen para todos los

años por debajo del 45%.

Figura 81. Carga de las líneas año 2012 falla Ocaña - Palos





57

Falla Ocaña – San

Mateo:

Bajo esta contingencia no

se observan

cargabilidades superiores

al 45 % cuando se

incrementa la potencia

instalada en Tasajero 230

kV.

Figura 84. Carga de las líneas año 2012 falla Ocaña – San Mateo

Figura 85 Carga de las líneas año 2015 falla Ocaña – San Mateo

Figura 86. Carga de las líneas año 2017 falla Ocaña – San Mateo



58

A continuación se presenta un cuadro resumen de las condiciones y circuitos que son

impactados en una mayor proporción por el aumento de la generación, para una conexión

adicional de 160 MW en tasajero:

Condición Elemento Máxima nivel de carga

observado en el 2017

Falla Tasajero – Belén Tasajero –San Mateo 70%

Falla Tasajero – San Mateo Tasajero – Belén 72%

Si bien con esta información puede establecerse que se podría conectar otra unidad en

Tasajero de 160 MW, seguidamente se presenta una simulación complementaria con el fin

de poder establecer si con exportaciones o importaciones desde Venezuela (doble circuito

San Mateo – Corozo 230 kV), es posible evacuar toda esta capacidad instalada. Para tal fin

se modeló la conexión de 160 MW adicionales en Tasajero 230 kV, bajo diferentes

escenarios de intercambio con el vecino país y cuyos resultados se presentan a

continuación:



59

Sin Contingencia:

Para condiciones de

importación y

exportación, con una

generación adicional de

160 MW y condiciones sin

eventos en la red, no se

observan cargas

superiores al 40 % para el

caso de Importaciones;

para el caso de

exportaciones la máxima

carga se observa para el

circuito Tasajero - Belén

con 55%.

Importaciones (55 MW)

Figura 87. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en cuenta importaciones desde Venezuela – Sin contingencia

Exportaciones (150 MW)

Figura 88. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en cuenta exportaciones hacia Venezuela – Sin contingencia



60

Falla Tasajero – Belén:

Para condiciones de

importación, no se

observa aumento de

carga en las líneas del

área.

Para condiciones de

exportación, la línea

Tasajero – San Mateo

esta llegando a su

capacidad nominal, por lo

cual, la capacidad de

conexión de potencia en

este nodo se podría

limitar hasta 160 MW

adicionales a los ya

existentes.


Figura 89. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en cuenta importaciones desde Venezuela – Falla Tasajero – Belén


Figura 90. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en cuenta exportaciones hacia Venezuela – Falla Tasajero – Belén



61

Falla Tasajero – San

Mateo:

Para condiciones de

Importación, no se

observa aumento de

carga en las líneas del

área.

Bajo condiciones de

exportación, la línea

Tasajero – Belén esta

llegando a su capacidad

nominal, por lo cual, la

capacidad de conexión de

potencia se limita a 160

MW adicionales.


Figura 91. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en cuenta importaciones desde Venezuela – Falla Tasajero – San Mateo


Figura 92. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en



62

cuenta exportaciones hacia Venezuela – Falla Tasajero – San Mateo

Una vez analizadas cada una de las curvas, bajo los escenarios contemplados, se puede

concluir:

Se pueden conectar 160 MW adicionales de generación en la subestación Tasajero 230

kV. La limitante que genera esta condición es la pérdida de las líneas Tasajero – Belén

y Tasajero – San Mateo.

Para condiciones de demanda mínima, los valores encontrados fueron validados para

estos escenarios de carga. Es decir, solo se podrían evacuar correctamente 160 MW

adicionales desde la subestación Termotasajero 230 kV.

La siguiente tabla presenta para todo el horizonte de planeamiento, los valores de

generación que se pueden conectar en la subestación Termotasajero 230 kV.

Año Potencia (Adicional a la

conectada actualmente)

Restricción

2012 160 MW Ninguna

2013 160MW Ninguna

2014 160 MW Ninguna

2015 160 MW Ninguna

2016 160 MW Ninguna

2017 160 MW Ninguna

4.5 Análisis de Corto Circuito

A continuación se presenta los resultados de las corrientes de cortocircuito monofásico y

trifásico para el horizonte de análisis.



63

Figura 93. Corrientes de corto circuito trifasico

Figura 94. Corrientes de corto circuito trifasico

La capacidad declara de la corto circuito de la subestación Tasajero es de 40 kA; se

observan que con la conexión de una maquina adicional en Tasajero, con las mismas



64

características a la actual, las corrientes de corto circuito monofásico y trifásico están por

debajo de la capacidad declarada.

4.6 Análisis de Estabilidad Transitoria

Con el objetivo de establecer el comportamiento de las tensiones en las principales

subestaciones del área Nordeste, así como también las variaciones de frecuencia ante

pérdidas súbitas de demanda, a continuación se presenta una simulación dinámica de la

pérdida de 120 MW, bajo un escenario de máximo despacho y mínima demanda (año

2012).

0,89

0,9

0,91

0,92

0,93

0,94

0,95

0,96

0,97

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0

Voltaje(P.U)

Tiempo(S)

VoltajeTransitorioAntePedidadeDemandaenTasajero.Año2012

VoltajetransitoriobarraTasajero VoltajetransitoriobarraBelén VoltajetransitoriobarraSanMateo

59,985

59,99

59,995

60

60,005

60,01

60,015

60,02

60,025

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0

Frecuen

cia(Hz)

Tiempo(S)

FrecuenciaTransitoriaAntePedidadeDemandaenTasajero.Año2012

FrecuenciaenTasajero FrecuenciaenBelén FrecuenciaenSanMateo



65

Es claro que los perfiles de tensión, y las variaciones de frecuencia, están dentro de los límites

permitidos por la Reglamentación actual.

5. RECOMENDACIONES REGULATORIAS

A continuación se explicará el procedimiento general que deben seguir los interesados en

conectarse a la subestación tasajero (carga o Generación), referenciado las normatividad

básica que se debe tener en cuenta para tal fin.

5.1 Requisitos Conexión de Demanda

Inicialmente el Usuario deberá elaborar un documento denominado estudio de conexión,

posteriormente el interesado (usuario) deberá solicitar el permiso de conexión a DISTASA

S.A. E.S.P como dueño de la subestación; seguidamente y después de algunos análisis

técnicos por parte de DISTASA S.A E.S.P, análisis dentro de los cuales se verificará la

posibilidad de conexión (viabilidad), se procederá a dar la viabilidad, para lo cual remitirá a

la UPME y al usuario una carta aprobando la conexión a su infraestructura e informando a

la UPME de tal aprobación, junto con el estudio de conexión. La UPME realizará las

verificaciones a lugar para viabilizar o no la conexión solicitada

El procedimiento de la solicitud esta regido en la resolución CREG 025 de 1995, en

particular lo establecido en el código de planeamiento de la expansión del Sistema de

Transmisión Nacional en su numeral 8, el cual dentro de sus principales aspectos

establece:

“8. PROCEDIMIENTO PARA EL ESTUDIO DE LA CONEXIÓN.

Estudio de conexión (Usuario)

Solicitud a DISTASA

Remisión por parte del

DISTASA a la UPME



66

a) El usuario deberá realizar un estudio de factibilidad técnica de la conexión. El

estudio podrá ser elaborado por el Usuario, o por el Transportador a solicitud del

usuario. El Transportador acordará con el solicitante el costo del estudio.

b) El Usuario deberá informar a la UPME su intención de conectarse o modificar su

conexión al sistema.

c) El Usuario deberá presentar la solicitud de estudio de conexión al Transportador

mediante un formato único que incluirá:

Un estudio de factibilidad técnica de la conexión.

Una descripción de los equipos a ser conectados al STN, y/o de la modificación

relacionada con los equipos del Usuario ya conectados al STN.

La información de planeamiento estándar relevante como se lista en el Apéndice I.

La fecha de terminación deseada del desarrollo propuesto.

d) El formato de solicitud completo para un estudio de conexión o para la variación

de un acuerdo complementario existente, según sea el caso, será enviado por el

Transportador a la UP E. (…)

(…)

f) Los Transportadores involucrados dispondrán de un plazo de hasta tres (3)

meses para dar un concepto sobre la viabilidad técnica y económica de la

conexión, plazo en el cual se realizarán los estudios de planeamiento respectivos.

(…)”

Posterior a lo establecido en el código de redes, y la aprobación de la UPME y DISTASA,

será necesario seguir los pasos para la conexión que el mismo código de redes en el

numeral 5, establece,:

“ . PR EDI IENT DE A NEXIÓN.

El proceso de la conexión se inicia con la firma del Contrato de Conexión y se

termina con la puesta en servicio de la conexión.

5.1. PARA CONEXIONES NUEVAS (A PARTIR DE LA APROBACIÓN DEL CÓDIGO DE

REDES).

Para conexiones nuevas al STN el usuario debe cumplir los siguientes pasos:

Paso 1.



67

Con el concepto favorable de la conexión emitido por la UPME y en coordinación

con el Código de Planeamiento, se debe convenir y firmar el Contrato de Conexión

según lo estipulado en el Numeral 6.

Paso 2.

El Usuario debe elaborar los diseños, planos, memorias de cálculo y

especificaciones para la adquisición de los equipos y materiales electromecánicos y

electrónicos y para la construcción de las obras civiles y el montaje, que son

necesarios para la construcción de la conexión del Usuario al Punto de Conexión

ofrecido por el Transportador y, si es del caso, para la construcción de la nueva

subestación o ampliación de una existente del STN.

El diseño debe cumplir con los requerimientos técnicos indicados en los Numerales

7, 8, 9 y 10 además de los lineamientos aplicables, establecidos en los Anexos CC.1

a CC.7.

La especificación de los equipos y la elaboración de los planos deben cumplir las

normas internacionales IEC o sus equivalentes y las nacionales NTC (Normas

Técnicas Colombianas), que sean aplicables.

Paso 3.

El Usuario debe presentar para aprobación del Transportador los diseños,

memorias de cálculo, especificaciones y planos, incluyendo como mínimo:

Lista de normas utilizadas.

Configuración de la conexión y consideraciones técnicas de confiabilidad y

seguridad para el STN.

Diagramas unifilares y elementales como por ejemplo distribución de corriente

continua y corriente alterna, enclavamientos, el sistema de protección, control.

Planos de la conexión, según lo especificado en el Numeral 11.4 y Anexo CC.7.

Plantas y cortes (Anexo CC.7).

Características técnicas requeridas para los equipos de patio, servicios auxiliares,

protección, control y supervisión que correspondan a las exigencias del CC.

Los esquemas de protección y criterios para sus ajustes, equipos de medida para

efectos comerciales/tarifarios, tablero frontera para supervisión y equipo

registrador de fallas. Estos deben corresponder con las exigencias del CC.



68

Los esquemas de los sistemas de telecomunicaciones, indicando la integración al

CND o CRD de su cobertura, todos los equipos propuestos, sus características

técnicas, las frecuencias de operación aprobadas por el Ministerio de

Comunicaciones, los tipos de servicios de comunicaciones que se implementarán, y

demás información necesaria para probar los sistemas, según lo requerido en el

Anexo CC.3.

Las Reglas de Seguridad aplicables en el Sitio de Conexión que sea frontera con el

STN. Los procedimientos de puesta a tierra y de aislamientos deben satisfacer los

requerimientos del Transportador (Numerales 7.6, 8.2.5 y 9.2.3).

La información requerida para la supervisión y control (Según Anexo CC-6), lectura

y registro de medidas de información comercial según lo requerido en el Código de

Medida.

El Transportador en un plazo de dos (2) meses debe revisar y aprobar los diseños.

Si el Transportador solicita correcciones o ampliaciones de la información, el plazo

se contará a partir de la fecha en que el Usuario haya completado toda la

documentación.

Paso 4.

Después de aprobados los diseños, el Usuario puede iniciar los procesos de compra

de los equipos y presentar reportes de pruebas tipo que satisfagan los

requerimientos de las normas IEC, ANSI o NTC. Los fabricantes deben adjuntar

certificados de aseguramiento en conformidad con las normas ISO serie 9000.

El Usuario debe enviar para información del Transportador las características

técnicas garantizadas de los equipos finalmente adquiridos.

Paso 5.

Antes del inicio de la construcción de las obras civiles y del montaje del equipo se

debe informar al Transportador la programación de los trabajos principales y el

nombre de la firma interventora contratada por el Usuario. Además se debe

presentar:

Un juego de planos "Aprobados para Construcción" de las obras civiles.

El otorgamiento legal de todas las servidumbres para la conducción de energía

eléctrica sobre el corredor definido para la nueva conexión.



69

La licencia de construcción de la(s) subestación(es) y el(los) certificado(s) de

libertad que demuestre(n) la(s) propiedad(es) del(os) predio(s) donde se

instalará(n) la(s) subestación(es) de la nueva conexión.

Paso 6.

Se debe informar al Transportador la fecha de inicio de la pruebas de puesta en

servicio y solicitar la supervisión de pruebas en sitio de los equipos e instalaciones.

El modelo del protocolo de pruebas de puesta en servicio se debe entregar al

Transportador con dos (2) meses de anticipación para revisión y aprobación, y será

devuelto un mes antes de la fecha de puesta en servicio. Conjuntamente con el

protocolo se debe enviar un juego completo de la última versión actualizada de

planos eléctricos, unifilares, elementales y de disposición de los equipos de la

conexión de la subestación.

Se deben cumplir los requisitos para la puesta en servicio de la conexión,

especificados en el Numeral 10.

Paso 7.

Después de ejecutadas las pruebas, aceptada la instalación y aprobado el informe

de cumplimiento de normas, se autorizará la conexión y puesta en servicio de la

instalación.

Paso 8.

Toda modificación deberá ser informada al Transportador, para su estudio y

aprobación.

Paso 9.

En adelante, la operación y mantenimiento se deben hacer en conformidad con el

ódi o de peración y con el ontrato de onexión”.

Otros aspectos importantes que se deben tener en cuenta son las siguientes:

“4. . I A I NE DE U UARI .

(…) a conexión de Usuarios al TN exi e a los primeros el pago de los cargos,

donde sea aplicable, asociados a la conexión, uso y servicios de red según lo

establecido por la CREG.



70

El Usuario debe cumplir las normas técnicas de diseño, construcción, montaje,

puesta en servicio, operación y mantenimiento de sus instalaciones y equipos,

según lo establecido en los Numerales 7, 8, 9 y 10.

La operación y el mantenimiento de la conexión la podrá efectuar el Transportador

o el Usuario según se convenga en el Contrato de Conexión, pero en cualquier caso

se hará con sujeción al Código de Operación según instrucciones operativas

emanadas del Centro Nacional de Despacho (CND).

El mantenimiento debe ser de calidad y oportunidad tal que se traduzca en máxima

disponibilidad de la conexión.

Los Usuarios que, realizan actividades de generación, transmisión, distribución o

consumo, tanto en la actualidad como en el futuro y planeen conectarse al STN,

deben cumplir las condiciones establecidas en el Código de Redes y las condiciones

particulares para cada Usuario establecidas en el ontrato de onexión.(…)”

Como se puede observar, el código de redes aclara e informa que es necesario la firma del

denominado contrato de conexión, posteriormente a esta firma se elaborarán los diseños

de los activos de conexión, los cuales deben cumplir con las normas y características

definidas por el mismo código, además de ponerlos a consideración del transmisor para su

aprobación; el contrato de conexión debe contener como mínimo lo declarado en el

numeral 6 del código de redes:

“6. NTRAT DE NEXIÓN.

El Contrato de Conexión, tanto para conexiones nuevas como para existentes,

deberá incluir la siguiente información básica:

Definición de toda la terminología utilizada y la forma cómo debe interpretarse el

Contrato.

Determinación del objeto y el alcance del Contrato en términos generales,

incluyendo las obligaciones que se impongan a los Transportadores y a los

Usuarios.

Documentos que hacen parte del Contrato y rigen su interpretación y alcance:

- Las Leyes Nos. 142, 143 de 1994 y sus decretos regulatorios.

- Las resoluciones vigentes de cargos de conexión y transporte de energía emitidas

por la CREG.

- El Código de Redes en toda su integridad.

http://www.creg.gov.co/html/compila/docs/ley_0142_1994.htm#1

http://www.creg.gov.co/html/compila/docs/ley_0143_1994.htm#1



71

Cargos por conexión al STN:

- Exigencia a los Usuarios del pago de los cargos a que hubiese lugar, forma de

facturación y pago.

- Programa para la conexión.

- Frecuencia de revisión de los cargos.

- Información que el Usuario debe suministrar al Transportador para que éste

pueda calcular los cargos correspondientes.

Obras y equipos que hacen parte de la conexión, según la Resolución CREG 001 de

1994, artículo 21.

Límites físicos de la propiedad:

- Del inmueble.

- En alta y baja tensión.

- En los circuitos de protecciones.

- En los circuitos de sincronización.

- En los circuitos de control.

- En el registrador cronológico de eventos y registrador de fallas.

- En telecomunicaciones, telecontrol.

- En los circuitos de medida, telemedida.

- En el sistema contra incendio y

- Los aspectos que en general sea necesario especificar.

El Contrato establecerá los aspectos operacionales del sistema en condiciones

normal y de emergencia.

Convenir la responsabilidad y las condiciones técnicas de la operación y

mantenimiento, programado y correctivo, para coordinar su ejecución de tal forma

que se reduzcan los tiempos de indisponibilidad de equipos y/o líneas.

Derechos y condiciones de acceso de personal a las instalaciones.

http://www.creg.gov.co/html/compila/docs/resolucion_creg_0001_1994.htm#21



72

Definir los servicios prestados entre las partes como:

- La operación.

- El mantenimiento.

- Las comunicaciones.

- Los servicios auxiliares en baja tensión, entre otros.

- Préstamo o arriendo de equipo.

- Servicios de supervisión e información.

En el Contrato se debe especificar que las partes cumplan con el Código de

Seguridad Industrial del Sector Eléctrico.

Establecer la supervisión de:

- El Contrato de Conexión, para operación y mantenimiento.

- La operación en aspectos como la jerarquía de operación, normas o consignas

operativas, instrucciones de servicio, información general.

- El mantenimiento en relación con los programas de mantenimiento, protocolos y

normas, repuestos y medios, accesos, mantenimiento correctivo entre otros.

El Usuario deberá elaborar las solicitudes de modificaciones que se requieran para

conectarse. Esta solicitud debe dirigirse al Transportador y cumplir con los

siguientes requisitos:

- La aprobación por parte del transportador.

- Las licencias técnicas que fijen las condiciones técnico-económicas.

- Firmar el Contrato de Conexión.

- Fijar los cargos de supervisión de acuerdo a la legislación vigente.

Las partes se obligan a comunicarse cualquier cambio en las informaciones

contenidas en el Contrato de Conexión.

El Contrato debe especificar que el Transportador se compromete a que toda la

información que le suministre el Usuario será confidencial (a menos que se den

autorizaciones específicas para hacer pública tal información). Del Usuario también

se requerirá que la información obtenida del Transportador sea confidencial.



73

Definir las responsabilidades para todos los servicios pactados entre las partes.

Debe otorgarse el mandato al Transportador para hacer uso eventual de la

garantía de los equipos.

El Usuario debe informar al Transportador las garantías de estabilidad de la obra

suscritas.

Las partes deben dejar constancia de que el personal que operará y realizará los

trabajos de mantenimiento y de supervisión de operación y mantenimiento cuentan

con un seguro integral ante eventuales accidentes de trabajo.

Establecer qué tipo de documentación debe entregarse al transportador antes de la

fecha de energización y los plazos para su trámite.

Definir el procedimiento a seguir cuando se deban resolver cuestiones, disputas o

divergencias que surjan entre las partes.

Las partes definirán la jurisdicción nacional.

Las partes para efecto de la correspondencia comercial deben fijar sus domicilios

comerciales.

Se debe especificar la duración y terminación del Contrato.

Se deben especificar causales de modificaciones al Contrato (estipulaciones y leyes

de la nueva estructuración del Sector Eléctrico Colombiano).

Incluir un listado de Anexos que contengan los documentos relacionados con el

Contrato de Conexión.

Si el punto de conexión consiste en una ampliación de una subestación existente,

además de lo anterior, el Contrato deberá incluir:

- Aprobación del Transportador a la programación y la forma cómo se realizarán los

trabajos de interfaz entre los equipos nuevos y los existentes en las partes de

potencia, control, protecciones, medida, registros, sistema contra incendio, etc.

Con base en esta información el CND programará las desenergizaciones requeridas.

- Programa de desenergizaciones de líneas o equipos necesarias para hacer los

trabajos de interfaz. La indisponibilidad de una línea y/o equipo por condiciones del

STN no dará lugar a reclamaciones de parte del Usuario pero éste podrá solicitar

una explicación de tal impedimento en caso de que vea afectado económicamente.



74

El Contrato de Conexión consistirá de todos o algunos de los puntos anteriores,

dependiendo de si es una nueva conexión o una conexión existente, según lo

esta lecido en el Numeral .”

5.2 Requisitos Conexión de Generación

Para la conexión de generación en la subestación Tasajero; se deberán seguir los

siguientes pasos generales

Normativamente, existe una resolución macro (CREG 106 de 2006); en la cual se

establece que para el procedimiento de conexión, se deberá seguir lo estipulado por la

resolución CREG 025 de 1995, el cual fue explicado en el numeral anterior (5.1). El

procedimiento general, tomado de la resolución CREG 109 de 2006 será el siguiente:

“A continuación se establecen los procedimientos para la asignación de puntos de

conexión y capacidad de transporte disponible en el STN, STR o SDL.

1. Cuando no sea necesario ejecutar proyectos de expansión de redes

remuneradas a través de cargos por uso:

Los interesados que deseen conectar sus plantas o unidades de generación al STN,

STR o SDL deberán presentar, un estudio con la solicitud al Transmisor Nacional o

al Operador de Red, en adelante Transportador, de acuerdo con los requisitos del

Código de Redes o del Código de Distribución, según el caso. El estudio deberá

incluir el análisis sobre la factibilidad técnica y financiera del proyecto.

El estudio podrá ser elaborado por el interesado, o por el Transportador a solicitud

de aquél. En el caso de que el interesado haya realizado por su cuenta el estudio

Estudio de conexión (Usuario)

Solicitud a Distasa

Remisión por parte del

transportador a la UPME



75

de factibilidad técnica de la conexión, el Transportador revisará dicho estudio

adecuándolo, si es necesario, para que cumpla con los criterios establecidos en la

normatividad aplicable.

El Transportador deberá emitir concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión,

en un plazo máximo de dos (2) meses contados a partir del recibo de la solicitud

con el respectivo estudio, y enviar a la UPME copia del estudio con el

correspondiente concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión.

La UPME realizará el análisis de la conexión y emitirá el respectivo concepto, una

vez conocidos los resultados de las subastas para la asignación de Obligaciones de

Energía Firme y ratificadas las solicitudes de conexión por parte de los interesados,

dando prioridad a quienes se les haya asignado Obligaciones de Energía Firme. Los

interesados deberán ratificar sus solicitudes de conexión dentro de los 15 días

hábiles siguientes a la publicación de los resultados de la subasta. Para los años

que no se programen Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía

Firme, los conceptos se emitirán durante el segundo semestre.

La UPME remitirá este concepto al Transportador para que ofrezca el punto de

conexión y suscriba el respectivo Contrato de Conexión.

La capacidad de transporte asignada estará disponible y tendrá plenos efectos a

partir de la fecha de puesta en servicio del proyecto de conexión.

Una vez la UPME haya remitido el concepto sobre la solicitud de conexión al STN,

STR o SDL, el interesado deberá entregar a la UPME y al transportador un

crono rama de acti idades del proyecto de eneración, unto con la “cur a ” que

muestre el porcentaje de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y,

durante la etapa de construcción, presentará informes de avance cuando le sean

requeridos.

A partir del cumplimiento del trámite señalado en el numeral 0 de este Anexo por

parte de la UPME y con base en el cronograma de actividades del proyecto de

generación, el Transportador y el interesado firmarán, a más tardar dentro de los

treinta (30) días hábiles siguientes a la fecha de la remisión del concepto por parte

de la UPME, el correspondiente Contrato de Conexión.

Adicionalmente, el generador entregará al ASIC, a la fecha de la firma del Contrato

de Conexión.

Si el generador desiste de la ejecución de su proyecto de conexión al STN, STR o

SDL o el proyecto de generación no entra en operación en la fecha establecida en



76

el Contrato de Conexión, con por lo menos el 90% de la capacidad asignada, se

liberará la capacidad de transporte asignada y la UPME podrá tenerla en cuenta

para emitir concepto sobre nuevas solicitudes; se hará efectiva la garantía y el

ASIC destinará estos recursos y los rendimientos financieros que generen para

disminuir el monto que debe ser recaudado mensualmente por concepto de cargos

por uso del STN, y también para cubrir los costos financieros o de impuestos

ocasionados por el manejo de dichos recursos.

El no cumplimiento del plazo para firmar el Contrato de Conexión, por parte del

agente que requiere la conexión, no obligará al Transportador a mantener la

capacidad de transporte asignada y ésta podrá ponerse a disposición de otro

solicitante”.

6 CONCLUCIONES Y RECOMEDACIONES

Se identifico que a la subestación Tasajero se puede conectar una demanda máxima de 65

MW (antes de la entrada de Hidrosogamoso) y de 120 MW (posterior a la entrada de

Hidrosogamoso), sin problemas de tensiones en estado normal y en contingencia para

diferentes condiciones de despacho en generación

Se identifico que es posible conectar sin restricciones 160 MW adicionales a los instalados

actualmente; siendo el nivel máximo de carga para las condiciones de exportación y falla

de los circuitos Tasajero – Belén y Tasajero – San Mateo

Se pudo establecer con este ejercicio de planeamiento, la máxima capacidad de conexión

de carga y generación en la subestación Tasajero 230 kV. Es importante aclarar que los

valores obtenidos para ambos casos son mutuamente excluyentes, es decir, no se

estableció la viabilidad técnica de disponer simultáneamente de 160 MW de generación

adicionales, junto con 120 MW de demanda.

Es importante dar a conocer este estudio a la Unidad de Planeación Minero Energética –

UPME, y demás interesados en conectarse en la subestación Tasajero 230 kV.

Se recomienda actualizar este estudio anualmente, no solo con el objetivo de cumplir con

lo estipulado por la Reglamentación actual, sino también con el objetivo de disponer de

información técnica de primera mano, cuando se requieran solicitudes de conexión.

Documents

INFORME - OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN · PDF fileprincipales recursos de generación en el área, las principales subestaciones de la zona y su interconexión con otras áreas operativas