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Informe de recomendaciones para la

modificación del Código de Redes

colombiano:

Consultoría para el análisis para

el análisis, revisión y actualización del

Código de Redes

FASE I

Ernst & Young S.A.S. & Camilo Quintero

UT EY Código de redes Noviembre de 2018

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Tabla de contenido

1. Abreviaciones .............................................................................................................................. 4

FASE I ................................................................................................................................................... 6

2. Recomendaciones Generales – Fase I ........................................................................................ 7

2.1. Nuevo procedimiento de modificación del CR .......................................................................... 7

2.2. Requerimiento general de obligatoriedad de cumplir normas técnicas aplicables al CR ........ 11

2.3. Inclusión de la Resolución CREG 080 de 1999 ..................................................................... 13

2.4. Clasificación por tamaño de plantas de generación: FNCER ................................................. 13

2.5. Introducción de un único glosario de definiciones .................................................................. 17

2.6. Fortalecimiento de la gobernanza del código de redes .......................................................... 18

3. Recomendaciones del Código de Planeamiento – Fase I .......................................................... 27

3.1. Actualización del numeral de aplicación del CP ..................................................................... 27

3.2. Reconocimiento de otros tipos de conexión ........................................................................... 28

3.3. Elementos de planeamiento .................................................................................................. 30

3.4. Actualización del procedimiento para el suministro de información ........................................ 32

3.5. Complemento en el proceso de entrega de información al planeador sobre plantas de generación renovable: Eólicas y Fotovoltaicas ................................................................................. 43

3.6. Complemento del Plan de Expansión de referencia............................................................... 46

3.7. Planeamiento energético ....................................................................................................... 50

3.8. Procedimiento para el estudio de la conexión ........................................................................ 51

3.9. Regulación de los servicios prestados por los sistemas de almacenamiento - Baterías ........ 57

3.10. Conformación del CAPT ........................................................................................................ 61

3.11. Consideraciones para nuevas tecnologías ............................................................................ 64

4. Recomendaciones del Código de Conexión – Fase I ................................................................. 67

4.1. Ajuste de los términos utilizados en la sección de aplicación del CC ..................................... 67

4.2. Discriminación por capacidad de los requisitos de conexión para generadores eólicos y fotovoltaicos ..................................................................................................................................... 68

4.3. Descripción de los requisitos de conexión para generadores eólicos y fotovoltaicos por categorías ......................................................................................................................................... 69

4.4. Consideraciones para nuevas fuentes de energía ................................................................. 85

4.5. Propuesta para la modificación del procedimiento de conexión ............................................. 86

4.6. Requisitos de telecomunicaciones ......................................................................................... 97

4.7. Complemento del contrato de conexión del CC ..................................................................... 99

4.8. Definición del nivel de tensión nominal del STN .................................................................. 102

4.9. Delegación de responsabilidades ........................................................................................ 103

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4.10. Revisión de anexos: Anexo CC1 Requisitos para la conexión de líneas de transmisión al STN 104

4.11. Revisión de anexos: Anexo CC2 Requisitos técnicos para subestaciones .......................... 106

4.12. Revisión de anexos: Anexo CC3 Requisitos técnicos de telecomunicaciones ..................... 107

4.13. Revisión de anexos: Anexo CC4 Requisitos técnicos de protecciones ................................ 109

4.14. Revisión de anexos: Anexo CC5 Requisitos técnicos del sistema de registro de fallas ....... 112

4.15. Revisión de anexos: Anexo CC6 Requisitos técnicos del sistema de supervisión y control . 113

4.16. Revisión de anexos: Anexo CC7 Guías para elaboración y presentación de planos en el sitio de conexión .................................................................................................................................... 115

4.17. Temas específicos de los Anexos ........................................................................................ 116

5. Recomendaciones del Código de Operación – Fase I .............................................................. 117

5.1. Revisión de: objetivos, cubrimiento y definiciones del CO ................................................... 117

5.2. Consejo Nacional de Operación (CNO) ............................................................................... 118

5.3. Planeamiento operativo con FNCER ................................................................................... 120

5.4. Costo de racionamiento ....................................................................................................... 122

5.5. Requerimientos de información para el planeamiento operativo .......................................... 123

5.6. Suministro de información adicional referente a las FNCER ................................................ 125

5.7. Planeamiento Operativo Energético .................................................................................... 127

5.8. Horizonte de tiempo del programa de mantenimiento .......................................................... 130

5.9. Planeamiento Operativo Eléctrico ........................................................................................ 131

5.10. Evaluación y complementación de la coordinación, supervisión y control de la operación del SIN 133

5.11. Interoperabilidad de los diferentes elementos del sistema ................................................... 136

5.12. Coordinación de Mantenimiento .......................................................................................... 138

5.13. Papel de las FNCER en el Restablecimiento en Caso de Eventos ...................................... 139

5.14. Requerimientos generales de la información adicional ........................................................ 140

5.15. Reporte de eventos ............................................................................................................. 143

5.16. Pruebas y verificación de parámetros .................................................................................. 144

5.17. Pruebas de operación para FNCER .................................................................................... 146

5.18. Implementación de sistema de gestión de activos ............................................................... 147

6. Referencias .............................................................................................................................. 148

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1. Abreviaciones

En la siguiente tabla se presentan las principales abreviaciones utilizadas a lo largo del documento.

Tabla 1 – Abreviaciones del documento

Abreviación Significado

ACOLGEN Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica

ANDEG Asociación Nacional de Empresas Generadoras

ANDESCO Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones

ASOCODIS Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica

CAC Comité Asesor de Comercialización

CAOP Condiciones Anormales de Orden Público

CAPT Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión

CC Código de Conexión

CO Código de Operación

CM Código de Medida

CND Centro Nacional de Despacho

CNO Consejo Nacional de Operación

CP Código de Planeamiento de la Expansión del Sistema de Transmisión Nacional

CR Código de Redes

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

EDAC Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia

ENTSO-E European Network of Transmission System Operators

ESPS Esquemas suplementarios de la protección del sistema

FERNC Fuentes de energía renovable no convencionales

NERC North American Electric Reliability Corporation

OS Operador del Sistema

SER Asociación de energías renovables Colombia

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Abreviación Significado

SIN Sistema Interconectado Nacional

SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

STN Sistema de Transmisión Nacional

TN Transportadores Nacionales

TSO Transmission System Operator: Operador del Sistema

UPME Unidad de Planeación Minero Energética

XM-CND Expertos del Mercado-Centro Nacional de Despacho

Fuente: Elaboración propia

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FASE I

Fase I

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2. Recomendaciones Generales – Fase I

2.1. Nuevo procedimiento de modificación del CR

Motivación y descripción de la modificación

Según la Ley 143 de 1994 el CND tiene la función de “la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional.” [Resaltado fuera de texto] pero con sujeción al Código de Red que fija la CREG. Es claro que es ella la que tiene el cometido de “Establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional, después de haber oído los conceptos del Consejo Nacional de Operación.”

Y, además, el CNO tiene la función de acordar (lo cual hace necesario que en sus decisiones cuente con una composición representativa del sistema) “los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación.” [Resaltado fuera de texto]

La Ley resuelve la tensión técnico-económica del CR por el método simple de ordenar a las tres instituciones claves en el tema del CR que tengan como objetivo un funcionamiento económico del SIN:

• CREG: “el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.”

• CND: “Planear la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica”

• CNO: “tendrá como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación”

Es decir, las tres entidades deben encargarse de que lo que recomienden y hagan esté orientado por la seguridad, confiabilidad y eficiencia. La CREG, como responsable del código de redes, se apoya en las competencias técnicas de los agentes que conforman el CNO para posteriormente revisar y verificar el alcance de dichos acuerdos.

Ahora bien, el CND asiste al CNO a través de su director, y aun siendo el CND quien ejerce la secretaria del CNO, participa con voz y sin voto lo cual lo convierte en ente planificador y ejecutor, pero no creador o, de hecho, originador de las medidas. En la práctica el CND ha suplido esa falta de injerencia de manera informal por medio de propuestas a la CREG. La UPME ni asiste al CNO ni a la CREG, o si lo hace es de carácter de invitado, por lo cual su papel es de segundo piso y limitado a voz únicamente.

Pueden identificarse entonces varios problemas de índole institucional para la elaboración del CR:

• Los Acuerdos se toman con participación de pocos afectados. El criterio del 5% de la generación nacional, necesaria para ser miembro del CNO; lleva consigo la marginalización de ciertos agentes importantes, actuales y futuros, en la transformación energética no tengan manera de participar en la elaboración de acuerdos.

• La CREG no tiene funciones técnicas, por lo cual su acción podría ser reactiva a los acuerdos del CNO;

• El CNO elabora acuerdos que requerirían ser revisados por la CREG y, dada la composición de aquél, pueden ser poco participativos para nuevos agentes.

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• El CND, tan importante en otros países en la elaboración del CR, tiene un papel muy limitado en el modelo. Esto aún en una época en que no había competencia en la expansión de la transmisión que implicaría razonablemente, un papel más restrictivo que en otros países. Pero, de inicio, se puede ver la poca injerencia formal del CND en el CR.

• El papel de la UPME, a pesar de estar a cargo de una función no vigilada por terceros y de índole técnica, no logra nutrirse de manera directa de las discusiones del CNO manteniéndose, al respecto, muy lejana mientras que, además, su participación en la CREG es esporádica y casuística.

• No existen suficientes normas técnicas desarrolladas en Colombia, para llevar a cabo las funciones que normas como la IEEE permiten.

De la experiencia internacional, es claro que el CR debe ser un documento completo e íntegro. Dado el papel de “establecer” el CR, esta labor sólo puede recaer en la CREG. Pero, por su índole técnica estaría mejor que recayera en un panel especializado sectorial que lo compilara (basado en el documento actual, acuerdos y otros tipos de regulación satélite) y recomendara a la CREG; para su posterior aceptación e inclusión como parte del CR. Es decir que los acuerdos formaran parte del CR y su inclusión implicara la aceptación explícita de la CREG de los mismos.

Entonces, para la modificación del CR, sería recomendable tener en cuenta una primera interacción con la CREG. Un conectado al STN, o una entidad oficial está en capacidad de reconocer la necesidad de un cambio al código. En tal caso, a través del trámite de un formato estándar (que resuena con la experiencia de referenciamiento de la Gran Bretaña), podrá recomendarle al regulador iniciar un proceso de modificación. Este formato debería cuando menos incluir la siguiente información:

1. Identificación del solicitante

2. Fecha de solicitud

3. Rol que desempeña en la red

4. Impacto (alto, medio, bajo) que la modificación tendría sobre la red; según sugiere el solicitante

5. Qué problemáticas/oportunidades se reconocen

6. Qué objetivos tiene la modificación propuesta

7. Qué partes del código modificaría

8. Implicados para la implementación de la modificación: CREG, UPME, CND, CNO, SSPD, MinMinas.

9. A qué tipo de conectados impacta la modificación propuesta

10. Documentación de soporte: evidencia de los reclamos sugeridos en la propuesta

El regulador evaluará la propuesta y está en potestad de declinarla si la considera irrelevante, poco pertinente o de carácter riesgoso para el bienestar de la red. De lo contrario, el regulador propondrá el panel mencionado. La capacidad de formar un panel de expertos facilitaría una perspectiva técnica, específica a la naturaleza de la modificación propuesta previamente.

Este panel de expertos debería resolver los problemas anotados del CND, CNO, UPME. Lo más razonable en la Ley 143 de 1994 habría sido darle más injerencia al CND en los acuerdos, pero, hoy día integrada como está en ISA, ésta no sería la más lógica de las propuestas. Sin embargo, es claro que, dado su papel como ejecutor de la operación su contribución debe formalizarse.

Así, dicho panel debería tener participación de los siguientes miembros:

• CNO;

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• CND;

• UPME;

• La academia; y

• Otros posibles expertos, provenientes de otros sectores o intereses; en función de las necesidades específicas de la propuesta de modificación (p.e. el CAPT en casos de planeamiento del sistema de transmisión).

Pero debería, además, consultar a generadores renovables, para la toma de recomendaciones a la CREG. El panel entrará entonces en un proceso de mediación con la CREG, que se resolverá finalmente en un acuerdo de recomendaciones de modificación.

El panel debería preparar tales recomendaciones y publicar el documento final de manera íntegra; permitiendo la trazabilidad de las decisiones. Como este panel debe asegurarse la incorporación de innovaciones, una posible fuente para la participación académica es el involucramiento de COLCIENCIAS o grupos de investigación de universidades. La contribución académica consolida la agenda técnica del panel, y, como se menciona, implica considerar nuevas fronteras tecnológicas dentro de la regulación.

Dentro del proceso de mediación, no se espera que CREG deba modificar los acuerdos alcanzado por el panel (aunque estaría dentro de sus facultades). Podría, de manera alternativa:

• Sugerir modificaciones a los acuerdos para que el panel reconsidere su concepto;

• Establecer derogaciones provisionales de los acuerdos para testear su idoneidad;

• Vetar algún acuerdo por considerarlo contrario al CR.

Sin importar la manera como se resolviera el proceso de mediación, la línea final de decisión sobre la regulación es y será potestad del regulador. El espíritu de la presente recomendación se aloja en entregarle nuevas herramientas regulatorias a CREG.

Otro mecanismo de asistencia al regulador es a la normativa técnica, que pude ser una herramienta útil para agilizar el proceso de cambio, y para abordarse. Existen dos opciones:

• Adoptar normas técnicas internacionales, con las dificultades que esto puede acarrear para su funcionamiento en Colombia; o

• Buscar la colaboración de entidades privadas como el ICONTEC para su homologación en Colombia.

En aras de la transición, sería recomendable considerarlas un proceso, que empiece con la primera y se pueda migrar a la segunda.

La modificación del código debe respetar los principios de buena regulación que subyacen a los Análisis de Impacto Normativo de la OCDE. Y es que deben orientarse por métodos incrementales y de bajo impacto regulatorio. Para esto las modificaciones deben ser sustentadas y basadas en principios de no discriminación.

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Ilustración 1 – Proceso de cambio para el CR

Elaboración Propia

Así, en el proceso de modificación, lo razonable es que las iniciativas surjan de manera atomizada ya sea a través del CNO o del Panel de CR de la CREG. Lo razonable es que, formalmente la CREG, le pida al CNO que lo investigue, desarrolle y acuerde. Así el panel podrá dar concepto a la CREG para su modificación en línea con lo establecido arriba.

Este procedimiento es aplicable al CR, pero como se reconoce en posteriores secciones, la utilización de manuales como una regulación anexa al CR implicaría una modificación a la anterior propuesta. Sin embargo, el espíritu técnico del procedimiento se mantiene constante y guía la necesidad y el desarrollo del cambio y la actualización del CR.

Posición en el CR

A diferencia de otras modificaciones propuestas, el procedimiento de cambio del CR no necesariamente debe ser parte íntegra del CR; sino solamente informar su desarrollo. En consecuencia, se recomienda la creación de una resolución por parte de CREG, que introduzca de manera oficial el proceso.

Ventajas y desventajas

Tabla 2 – Ventajas y desventajas de la recomendación

Ventajas Desventajas

Contar con un procedimiento estandarizado para realizar cambios al código de redes

Dificultad de involucrar a todos los agentes porque la constitución del CNO es por Ley

La información es documentada y trazable. Aumenta la necesidad de asegurar coherencia entre diferentes paneles

Contar con paneles especializados dependiendo de la necesidad de la modificación.

La carga administrativa es mayor para el CNO

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Proceso ágil y recurrente lo que facilita la actualización del código


Acciones necesarias para implementación

Involucrados

CREG, MinMinas

Estudios técnicos

Sería necesario analizar la viabilidad jurídica de estas propuestas que, aunque parecen enmarcarse en las facultades de la CREG pueden restar funciones al CNO.

Otras exigencias

Elaboración de un documento que defina el proceso y los formatos para la modificación del código de redes.

2.2. Requerimiento general de obligatoriedad de cumplir normas técnicas aplicables al CR


Se encuentra conveniente incluir en el CC un requerimiento que no impida estipular normas específicas cuando se requiera, pero que establezca en forma general para todos los elementos a ser integrados al STN, la obligación de cumplir una norma nacional o internacional de autoridad reconocida, que dicha norma sea preferiblemente colombiana, o si para el caso específico no existe, que sea de reconocimiento internacional enfatizando que se siempre aplica la versión más reciente posible.

Sin perjuicio de las estipulaciones de normas específicas dentro del CR, en general, y en el CP principalmente, los materiales, equipos, fabricaciones, pruebas, construcción y montaje de instalaciones que estén destinados a conectarse al STN o formar parte de dicho sistema, deberán cumplir con una Norma técnica aplicable específicamente y emitida por una entidad de reconocimiento internacional. En caso de que la actividad, diseño, fabricación, construcción, o montaje se efectúen en Colombia, se deberá adoptar la norma técnica colombiana NTC correspondiente si la hay, de lo contrario se hará referencia a una norma internacional de uso más frecuente en Colombia. En caso de elementos fabricados fuera de Colombia se pueden adoptar Normas internacionales que desde su versión inicial tengan una vigencia de al menos cinco años en el tema específico y que hayan sido aplicadas en proyectos ejecutados en más de un país. Corresponde al promotor del proyecto en las diferentes etapas de desarrollo del proyecto validar estos requerimientos.

En todo caso, la versión de la Norma aplicable deberá ser la vigente al inicio de la actividad correspondiente. Se aceptarán Normas de las siguientes entidades:

• AISC: American Institute of Steel Construction.

• ANSI: American National Standards Institute.

• ASCE: American Society of Civil Engineers.

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• ASTM: American Standard for Testing and Materials.

• AWS: American Welding Standards.

• NTC: Normas Técnicas Colombianas.

• IEC: International Electro Technical Commission.

• IEEE: Institute of Electrical and Electronic Engineers.

• NSR 10: Código Colombiano de Construcciones Sismo Resistentes.

Posición en el CR

Dado que en todos los códigos anexos y reglamentos que forman parte CR se requiere citar normas, no sólo para el suministro o instalaciones, sino también para su correcta operación, en tal forma que el planeamiento y la operación lleve al funcionamiento seguro y confiable del STN.


Tabla 3 – Ventajas y desventajas de requerir en forma general el cumplimiento de normas técnicas aplicables al CR


Facilita la redacción cuando se consideran elementos o instalaciones.

Por el carácter general no puede redactarse en forma totalmente precisa.

Evita casos en que inadvertidamente no se mencione que el material, elemento, tipo de proceso, o instalación deba ser normalizado.

Establece obligaciones explícitas sobre la vigencia de las normas a lo largo del tiempo.


Acciones necesarias

Involucrados

La CREG, el CNO, el CND y la UPME en forma directa quienes realicen los estudios que lleven

a la modificación de equipos, instalaciones y procesos.

Estudios técnicos

Para el establecimiento de la obligatoriedad no se requieren estudios.

Acciones regulatorias

Establecer la obligación.

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2.3. Inclusión de la Resolución CREG 080 de 1999

Motivación y descripción de la recomendación

Mediante la resolución CREG 080 de 1999 se reglamentaron las funciones de planeación, coordinación, supervisión y control operativo entre el Centro Nacional de Despacho (CND) y los agentes del SIN, las cuales se recomienda a la Comisión incorporarlas tácitamente al Código de Operación dado su relevancia para el cumplimiento de este.

Posición en el CR

Incorporar un nuevo capítulo en el Código de Operación, después de la introducción, para abordar las funciones de planeación, coordinación, supervisión y control.


Tabla 4 – Ventajas y Desventajas de las recomendaciones

Recomendación Ventajas Desventajas

Incorporación funciones CND, y agentes del SIN en el Código de Redes

Compilar y racionalizar la reglamentación de los criterios, procedimientos, requisitos y funciones de los involucrados, permitiendo contar con un único instrumento jurídico para el seguimiento y cumplimiento del Código de Operación.

NA


Los lineamientos establecidos en la Resolución CREG 080/1999 son fundamentales para garantizar la adecuada operación del SIN, y por tanto su inclusión como parte del Código de Redes permiten afianzar la seguridad jurídica y facilitar la consulta ciudadana.

Acciones necesarias

Involucrados:

CREG; CND; y agentes del SIN.

Acciones regulatorias:

• Inclusión de un nuevo capítulo en el Código de Operación, con la incorporación de la R. CREG 080/1999 sin los artículos de transitoriedad definidos en su momento.

2.4. Clasificación por tamaño de plantas de generación: FNCER


Con el fin de lograr una integración adecuada de las fuentes no convencionales de energía (y en general de todos los tipos distintos de generación), estas deben ser clasificadas, de tal manera que permita la exigencia de diferentes requerimientos a plantas según la categoría a la que pertenezcan, todo enmarcado dentro del aseguramiento de la confiabilidad de los sistemas eléctricos.

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En la experiencia internacional, tanto europea como americana, se evidencia una clasificación evolutiva dependiente de condiciones específicas de cada país como:

• Penetración de fuentes intermitentes en la matriz de generación

• Características de la matriz de generación

• Experiencia del operador de red

• Límites de capacidad por nivel de tensión

• Impacto económico de los costos tecnológicos asociados a los requerimientos, con respecto al tamaño de la fuente en particular

• Estimulación gubernamental de FNCER

• Simulaciones de impacto técnico

Esta clasificación propuesta permite definir, en todo el rango de capacidad en potencia, los requerimientos de conexión y operación para cada planta, y así establecer una clasificación de las fuentes de energía no convencionales que conste de límites evolutivos, dependientes de factores como la experiencia y la penetración de éstas, y de requerimientos especiales por categoría, que no limiten su viabilidad.

En la Ilustración 2 se observa esquemáticamente la estructura de la propuesta para la categorización de FNCER por capacidad. Como ejemplo se incluyen los límites establecidos en Europa como referencia para todos los países interconectados.

Ilustración 2 - Estructura de la propuesta de clasificación


En cuanto a requisitos de conexión, en la propuesta de fase I “4.2. Requisitos de conexión para generadores eólicos y fotovoltaicos” se establece que características y requerimientos se le solicitarán a cada categoría.

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Las características y requerimientos serán definidos en la propuesta de fase 1 “4.3. Descripción de los requisitos de conexión para generadores eólicos y fotovoltaicos por categorías”, donde se describe cada uno de los requerimientos de conexión por categoría para plantas eólicas y fotovoltaicas.

Se proponen en este punto dos alternativas para llevar a cabo la clasificación de las categorías, las cuales se describen a continuación:

Alternativa 1

Se proponen inicialmente los límites descritos en la Tabla 5, los cuales están acordes con las condiciones de Colombia (plantas menores). Sin embargo, y como ser verá más adelante, estos límites deberán ser estudiados y ser evolutivos con las condiciones específicas del país, aprovechando la experiencia propia e internacional.

Tabla 5 - Propuesta 1 de clasificación FNCER

Categoría Límites

A Entre 0.1 MW y 1 MW

B Entre 1 MW y 20 MW

C A partir de 20 MW


Dentro de las principales ventajas de esta alternativa están una mayor controlabilidad de la penetración de fuentes independientemente de la evolución de las tecnologías y un mejor referente internacional, puesto que muchos países realizan esta categorización por capacidad. La principal desventaja de interponer límites por capacidad radica en la tendencia a la construcción de plantas con capacidades ubicadas muy cerca a los límites, buscando evitar la disposición de requerimientos más complejos.

Alternativa 2

Se propone inicialmente que la clasificación sea determinada por el nivel de tensión al que se va a conectar la nueva planta, donde las que tengan punto de conexión en STN naturalmente van a ser de gran tamaño y deberán disponer de requisitos de conexión más exigentes. Y pequeñas plantas, quienes se conectarán a niveles menores de tensión o SDL, tendrán que disponer de algunas características con menor exigencia.

Tabla 6 - Propuesta 2 de clasificación FNCER

Categoría Límites

A Conectadas al SDL

B Conectadas al STR

C Conectadas al STN


Dentro de las principales ventajas de este tipo de clasificación se encuentra que la limitante natural se da al tener la tensión de conexión ligada al tamaño, al nivel de aislamiento y costos de tecnologías, por lo que no será necesario definir de forma más profunda el porqué de sus requerimientos. Como

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desventajas se tienen, la dependencia de la magnitud de los proyectos a la ubicación geográfica y un menor control sobre la penetración de las fuentes intermitentes y sus requisitos, ya que no será una clasificación evolutiva.

Los anteriores límites propuestos no son basados en estudios que los determinen, por lo cual se propone deberán ser modificados en Fase II según la recomendación “3.2 Parámetros para modificación de límites de clasificación FNCER”, en donde se establecen los principales lineamientos con los que estos límites sean modificados.

Posición en el CR

Esta categorización debe ir orientada en todo el Código de Redes, incluyendo CP, CC y CO, los cuales deberán regirse por esta clasificación.


A continuación, se presentan las principales ventajas y desventajas de la clasificación de las FNCER:



Mejor viabilidad económica de proyectos renovables Abundancia de proyectos con capacidades en los límites

Límites establecidos sobre función de los agentes y requisitos demandados a los mismos

Plantas existentes en el momento de la actualización de límites deberán ajustarse a los cambios

Claridad en la regulación sobre exigencias en todo el rango de capacidades (MW)

Costos tecnológicos para plantas de menor tamaño

Mayor cobertura regulatoria a proyectos de baja capacidad


El cubrimiento de la regulación en todos los rangos de capacidad para plantas no convencionales es una necesidad, y una clasificación por categorías de las FNCER trae una claridad regulatoria que promueve el uso de energías limpias y amplía la cobertura regulatoria en este tema. Por tanto, desventajas como la abundancia de proyectos con capacidades son las principales barreras por romper mediante la discriminación por niveles de tensión y puntos de conexión, las cuales no establecen razones suficientes para desmotivar la propuesta, y por el contrario muestran los siguientes pasos y los factores a tener en cuenta para regular una propuesta en este sentido.

Acciones necesarias

• Verificación con el operador del sistema de la categorización propuesta, con el fin de establecer si los requerimientos para cada categoría le son suficientes para mantener una adecuada supervisión y confiabilidad en la operación del sistema.

• Evaluación con los distintos agentes, principalmente los que ya están en operación y en etapa preoperativa, con el fin de verificar la viabilidad económica de las modificaciones que a ellos se soliciten.

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2.5. Introducción de un único glosario de definiciones


En el actual del código de redes solo se cuenta con un glosario específicamente para el código de operación. Ante la estandarización y estructuración del nuevo código de redes se hace necesario realizar un glosario general para el código que abarque todos los términos que se utilizan en los códigos de planeamiento, conexión y operación.

Como se puede observar en la siguiente tabla, de los 9 países referenciados 8 de ellos cuentan con un glosario general para el código de redes a excepción del código de redes nórdico debido a que este no cuenta con un único documento, sino que cuenta con un documento para cada código CP, CC y CO.

Tabla 8 – Códigos de redes internacionales con glosario general y específico por código

Código de redes Cuenta con un glosario general Cuenta con un glosario

específico para cada código

Australia X

CAISO X

Chile X

España X

Reino Unido X

NordPoll X

Alemania X

PJM X

Brasil X

Fuente: Elaboración propia.

En este sentido se propone que se desarrolle un nuevo glosario general para cada código y se haga referencia a cada término si este aplica al código de planeamiento, conexión y operación. O si se determina que es de mejor utilidad para el entendimiento de cada código, realizar un glosario específico para cada uno de ellos.

Posición en el CR

En caso de que se decida realizar un glosario general para todo el código de redes este debe ir situado en la sección inicial de código después de la sección de cumplimiento del código.

En caso de que se decida realizar un glosario específico para cada uno de los códigos (CP, CC y CO). Se debe incluir en cada código después de la presentación de los objetivos.

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Tabla 9 – Ventajas y desventajas de la introducción de un único glosario de definiciones


Mejor entendimiento del código de redes y de los términos que lo componen

NA

Mejor organización y estructuración del código de redes

Mayor estandarización del código de redes, los tres códigos contarán con un glosario ya sea general o específico.


Acciones necesarias

Involucrados

CREG, UPME, CND

Estudios técnicos

No se requieren estudios técnicos para la implementación de esta recomendación.


Desarrollar un glosario de términos que incluya todos aquellos términos que hacen parte del código de planeamiento, conexión y operación.

2.6. Fortalecimiento de la gobernanza del código de redes


Se propone una modificación considerando el sistema regulatorio nacional. Esta modificación es encauzada por el status quo y por tanto se define por las siguientes restricciones:

• Lo dispuesto en la ley 142 de 1994;

• La Ley 143 de 1994, que está soportada sobre dos pilares para la gobernanza del sector: La división de funciones; y

La función del CNO para expedir acuerdos.

• La integración del operador del sistema con una de las empresas de transmisión en el contexto de competencia en la expansión de la transmisión.

• Estas dos situaciones implican que las propuestas de corto plazo deben adecuarse a las funciones que el CND, el CNO, la UPME y la CREG tienen asignadas en la Ley, pero buscando resolver los problemas del marco actual y la necesidad de hacer modificaciones al Código.

Con este panorama en mente, se propone buscar la manera de resolver los siguientes asuntos:

• Una mayor visibilidad para la CREG de los cambios que se susciten al Código;

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• Una mayor participación de nuevos agentes que no forman parte del CNO;

• Una participación formal, e integrada con los demás agentes, del CND en las propuestas;

• Contribución de agentes innovadores o con conocimientos de las nuevas tecnologías fuera del ámbito empresarial;

La filosofía actual, tras casi 25 años del MEM, es la de hacer que el reglamento de operación sea un activo común de todos los participantes del mercado y que las ideas de modificación de dicho reglamento puedan surgir de las partes, con la CREG siendo la que determine los criterios para su análisis.

Esto implica que:

1. Se debe mantener un compendio claro de todas las disposiciones (acuerdo, resoluciones, etc.) que constituyen el Código de Redes.

2. La CREG debe tener una interlocución directa con el CNO, CND y la Academia que le permite analizar las modificaciones del Código (p.e. Acuerdos) o las iniciativas que existan en la industria además de los cambios tecnológicos que se avecinan;

3. Se debe fomentar la resolución de disputas en instancias especializadas y más expeditas de tal manera que, por virtud de lo dispuesto en la Ley 142 de 1994, lleguen a la CREG sólo los casos más complejos.

De esta manera, desde el punto de vista de gobernanza para el Código, en general, se recomienda a la CREG lo siguiente:

i) Proponemos se elaboren Manuales Integrales de los Códigos pertinentes por parte de las siguientes entidades (detalles de lo que debe contener cada Manual se presenta más adelante):

a. CNO y CND. Manual del Código de Operación;

b. CND: Manual del Código de Conexión; y

c. UPME: Manual del Código de Planeamiento.

ii) Creación de un panel de expertos asesor directo de la CREG en temas del Código de Redes. Este panel tendría la capacidad de analizar las propuestas de modificación del Código, proponer medidas, ayudar a la CREG en su labor de interpretación del Código, entre otros y contaría con la participación de:

a. CND;

b. CNO;

c. UPME;

d. CAPT;

e. MME;

f. Academia (Universidades, COLCIENCIAS);

g. Invitación, en temas específicos, de agentes no representados en el CNO.

Sus labores serían:

a. Revisa acuerdos,

b. Emite concepto sobre las propuestas de modificación,

c. Mantiene el Código;

d. Da concepto para las interpretaciones;

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e. Da concepto en las disputas;

f. Presenta propuestas a la CREG de cambios al Código.

En ese nuevo orden, se propone la siguiente definición (más amplia) del Código de Red:

“Conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El Código de Red comprende varios documentos1 que se organizarán conforme a los temas propios del funcionamiento del sistema interconectado nacional, señalando pautas generales con el propósito de que los agentes, por medio de distintas modalidades contractuales previstas en el Código de Comercio, diseñen, pongan en marcha y hagan cumplir los distintos sistemas y mecanismos conducentes a que la prestación del servicio público de energía eléctrica cumpla con las finalidades exigidas por la Constitución, las leyes y las resoluciones expedidas por la CREG vigentes en todo momento.”

En la experiencia internacional, es claro que el CR debe ser un documento completo e íntegro. Dado el papel de “establecer” el CR, esta labor sólo puede recaer en la CREG. El panel especializado sectorial compilara (basado en el documento actual y los acuerdos) y recomendara a la CREG la aceptación de los acuerdos y modificaciones al CR.

Este panel de expertos formula propuestas de solución a la problemática que identifiquen el CND, CNO, UPME y otros. Lo más razonable en la Ley 143 de 1994 habría sido darle más injerencia al CND en los acuerdos, pero, hoy día integrada como está en ISA, ésta no sería la más lógica de las propuestas. Sin embargo, es claro que, dado su papel como ejecutor de la operación su contribución debe formalizarse.

Las entidades oficiales y su rol en el CR

Para resumir las capacidades, expectativas y responsabilidades de las entidades oficiales del sistema; que funcionan como supuesto para las recomendaciones venideras, se presentan las siguientes listas:

2.6.1.2. Funciones y responsabilidades propuestas para entidades en el Código de Planeación

CND- XM

• Incluir en sus informes mensuales de operación el comportamiento de las pérdidas del STN clasificándolo por áreas, horas y tensiones en barras de referencia de cada área. Además, podría discriminar (Propuesta Numeral 3.6 Complemento del Plan de Expansión de Referencia):

Energía empleada para las subestaciones del STN y STR.

Otro tipo de agentes que usen energía que toman del STN y que se esté clasificando como pérdidas del STN.

Las pérdidas en líneas del STN.

Las pérdidas en transformadores del STN.

• Publicar el informe trimestral de restricciones e incluir (Propuesta Numeral 3.6 Complemento del Plan de Expansión de Referencia):

Cuáles generaciones son de carácter operativo y cuales son eléctricas

1 Documentos que componen el Código de Redes: Leyes, Resoluciones CREG y sus correspondientes manuales de planeamiento, conexión, operación y medida.

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Cuál es el activo asociado a una restricción eléctrica

Si una restricción eléctrica u operativa puede ser solucionada por una o varias plantas. Si la restricción eléctrica puede ser solucionada por más de una planta indicar si las plantas que solucionarían el problema son de un mismo propietario o de diferentes propietarios.

Identificar el fundamento de la generación de seguridad, evitando que restricciones que puedan tener más de un origen sean analizadas tanto por el operador del sistema como por la UPME.

• Reunirse junto con la UPME para analizar los motivos que originan las restricciones y coordinen las condiciones para determinar los proyectos que eliminan o disminuyen las restricciones. (Propuesta Numeral 3.6 Complemento del Plan de Expansión de Referencia)

• La entidad delegada por el MME para las convocatorias, junto con el transportador propietario del punto de conexión y el CND deberán establecer los requerimientos de conexión en línea con lo establecido en el CC, los cuales, en cumplimiento de este, deberán ser informados a la CREG (Propuesta Numeral 3.11 Consideraciones para nuevas tecnologías)

UPME

• Complementar la metodología, definición de requerimientos de información, plazos y procedimientos de entrega de información referenciados en el código de planeamiento. Cualquier complemento propuesto requiere de concepto previo por parte de la CREG.

• Revisión periódica de los márgenes de las tensiones con las cuales se realiza el planeamiento (Propuesta Numeral 3.3 Elementos de planeamiento)

• Realizar los análisis de confiabilidad con los indicadores de calidad con límites por el regulador (Propuesta Numeral 3.3 Elementos de planeamiento)

• Realizar la evaluación económica de las alternativas planteadas por el CND para la eliminación de las restricciones (Propuesta Numeral 3.3 Elementos de planeamiento)

• Determinar los plazos para la entrega de información por parte de los agentes para el desarrollo de los informes de planeamiento de transmisión y generación (Propuesta Numeral 3.4 Actualización de procedimiento para el suministro de información)

• Complementar, profundizar y/o ajustar el contenido de la información dependiendo del tipo de proyecto y conforme se desarrolle el procedimiento de estudio de conexión, y establecer la guía para la recepción, manejo y conservación de la información que le reporten. Cualquier complemento propuesto requiere de concepto previo por parte de la CREG. (Propuesta Numeral 3.4 Actualización de procedimiento para el suministro de información)

• Establecer un portar web donde se publicará la información técnica, de solicitudes y capacidades de conexión, además para la publicación de informes de oportunidad de los TN, planes de expansión de los OR, información de planeamiento, información de proyecto en construcción y estudios de conexión al STN. (Propuesta Numeral 3.4 Actualización de procedimiento para el suministro de información).

• Realizar un seguimiento detallado y un estudio específico del nivel de pérdidas en el STN, considerando los niveles de cargabilidad de los elementos del sistema de transmisión nacional, los rangos de operación de las tensiones y la disposición en cada área de suficientes elementos de gestión de la potencia reactiva, entre otros elementos que se consideren pertinentes (Propuesta Numeral 3.5 Complemento del Plan de Expansión de Referencia)

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• Incluir en el Plan de Expansión de Referencia, lo concerniente al planeamiento energético planteado en la propuesta Numeral 3.7 de este documento.

2.6.1.3. Funciones y responsabilidades propuestas para entidades en el Código de Conexión

De manera semejante al código de planeamiento a continuación se introducen las responsabilidades asociadas al código de conexión de las distintas entidades responsables.

CNO

• Realizar la unificación del formato de contrato de conexión que presentarán al CNO de acuerdo con la propuesta de los TN.

• Elaborar una guía de planificación, diseño y prueba de los sistemas de protección, control y comunicaciones del STN.

• Revisar la vigencia de los protocolos de comunicación, y en el caso en el que se requiera adelantar cambios a sistemas o protocolos modernos prevea transiciones de acuerdo con la vida útil de los activos.

CND

• Se sugiere que el CND desarrolle una guía con la definición de parámetros técnicos y operativos para el envío de datos considerando entre otros las características de los enlaces (protocolos de comunicación, disponibilidad y características de los enlaces, la calidad de las variables a transmitir (estampa de tiempo, edad de los datos, frecuencia de muestreo, disponibilidad de los datos), convenciones de signos, y especificaciones para cada tipo de instalación, así como las pruebas para verificar el cumplimiento de los requerimientos del CND.

• Se sugiere que el CND proponga los canales de comunicación de voz entre los Usuarios y el CND de acuerdo al estado de operación del sistema.

• En caso de eventos que estén siendo investigados en donde el registro de voz sea una evidencia, se sugiere que el CND exija que este se conserve hasta la culminación de la investigación, esto permite el seguimiento adecuado y transparente de los procesos.

• El CND realizará los TDR para la ejecución de las auditorías a los sistemas de protección, para lo cual debería iniciar por las subestaciones con mayor tamaño (según la cantidad de unidades constructivas en las subestaciones), según la capacidad de transformación instalada, según el número de líneas. Según los niveles de tensión interconectados en la SE, según el impacto de una mala coordinación, entre otros criterios que pueda establecer el CND. Al cabo de dos (2) años es necesario que se hayan auditado todas las subestaciones del STN, de ser el caso el CND podrá contratar a más de una firma auditora.

• Es preciso que el CND verifique la sincronización del sistema SOE al menos una vez al año.

• El CND indica las instalaciones que deberán disponer de servicios de telecomunicaciones adecuados para la transmisión unidireccional hacia el CND de variables fasoriales en tiempo real, que permitan efectuar el monitoreo de la operación dinámica del sistema.

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2.6.1.4. Funciones y responsabilidades propuestas para entidades en el Código de Operación

De manera semejante al código de planeamiento a continuación se introducen las responsabilidades asociadas al código de operación de las distintas entidades responsables.

CND- XM

• Establecer y adoptar la metodología para la aplicación de indexadores para la actualización de los costos anualmente. (Propuesta Numeral 5.4 Costo de racionamiento)

• Aplicar técnicas de modelamiento con niveles de incertidumbre menores a los actualmente obtenidos, dado que se solicita otro tipo de información a los actores (Propuesta Numeral 5.5 Requerimientos de información para el planeamiento operativo)

• Especificar el nivel de detalle requerido y la periodicidad, dependiendo del tipo de modelamiento a emplear, para las series hidrológicas (Propuesta Numeral 5.5 Requerimientos de información para el planeamiento operativo)

• Mejorar los análisis realizados y las sensibilidades dado el cambio en la periodicidad de los informes, llevando a construir informes más nutridos (Propuesta Numeral 5.7 Informes de resultados planeamiento operativo energético)

• Supervisar y coordinar todas las plantas conectadas al STN y al STR, al margen de que participen o no en el despacho central (Propuesta Numeral 5.10 Evaluación y complementación de la coordinación, supervisión y control de la operación del SIN)

• Supervisar plantas con tamaños superiores de 1 MW independientemente del nivel de tensión donde se conecten (Propuesta Numeral 5.10 Evaluación y complementación de la coordinación, supervisión y control de la operación del SIN)

• Aprobar el mantenimiento en los tiempos programados, si los hitos se cumplen satisfactoriamente (Propuesta Numeral 5.12 Coordinación de mantenimiento)

• Informar al agente para que ratifique su interés en realizar el mantenimiento, si alguno de los requerimientos no se cumple. (Propuesta Numeral 5.12 Coordinación de mantenimiento)

• Coordinar con los Operadores de Red los requerimientos y el desarrollo de la base de datos para el registro de los eventos del sistema (Propuesta Numeral 5.15 Reporte de eventos)

• Realizar informes mensuales sobre las pruebas realizadas a las plantas generadoras (Propuesta Numeral 5.16 Pruebas y verificación de parámetros).

CNO

• Desarrollar y adoptar mediante Acuerdo, el debido proceso para efectuar las aclaraciones, interpretaciones y/o aplicación del Código de Redes en lo referente al objeto legal del CNO, para lo cual deberá considerar la regulación en su integridad. En el evento que el CNO identifique posibles errores, vacíos o múltiples interpretaciones de la regulación deberá informar y proponer a la CREG ajustes regulatorios para lo cual se sugiere considerar el siguiente procedimiento:

a. Identificar el Comité o subcomité que debe estudiar el tema.

b. Identificar posibles conflictos éticos o de interés y evitarlos.

c. El respectivo Comité o subcomité deberá elaborar una propuesta de interpretación para lo cual se sugiere considerar lo siguiente: revisar integralmente la regulación, identificar las posibles

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interpretaciones, fundamentar las razones para aceptar o rechazar una interpretación, proponer la interpretación que, a su juicio, y considerando los análisis previos, sea la más adecuada.

d. Remitir copia de la interpretación a la CREG.

e. En caso de no existir acuerdo en el CNO sobre la interpretación o aplicación del Código, es a CREG quien finalmente dirime la Controversia

• Proponer a la CREG, la agenda de trabajo anual de temas de estudios y/o análisis que el CNO considere relevante desarrollar para actualizar y/o complementar aspectos del Código de Operación. Se recomienda que esta agenda de trabajo sea determinada en octubre de cada año, y deberá disponer de fechas de ejecución, publicación y plazos para la ejecución de estos. A criterio de la CREG, los estudios y/o análisis desarrollado podrán ser de conocimiento de los agentes para sus comentarios. (Propuesta Numeral 5.2 Consejo Nacional de Operación CNO)

• Establecer un procedimiento para proponer a la CREG ajustes regulatorios. Se sugiere considerar los siguientes aspectos (Propuesta Numeral 5.2 Consejo Nacional de Operación CNO):

a. Referir la motivación

b. Establecer los antecedentes regulatorios del tema.

c. Establecer los vínculos con otros temas.

d. Establecer referentes internacionales

e. Identificar alternativas.

f. Desarrollar las alternativas.

g. Identificar los posibles impactos de las alternativas.

h. Evaluar las alternativas según corresponda con evaluación económica, evaluación multi criterio, evaluación costo eficiente. Estas evaluaciones se realizarán según los impactos.

i. Proponer la mejor alternativa según los resultados de la evaluación.

j. Identificar si se requiere transiciones.

k. Identificar las derogaciones implícitas o explicitas.

l. Enviar solicitud formal a la CREG.

Posición en el CR

Se considera que esta claridad debe ser explícita en la introducción y objetivos del Código de Planeamiento.


Tabla 10 – Ventajas y desventajas


Manuales • Permite que todos los agentes del mercado puedan

comprender los requisitos de ser agente de mercado. • No aplica

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Panel de Expertos

• Permite que la UPME y el CND interactúen en un foro imparcial y objetivo

• Permite un intercambio de información del CND a la UPME más apropiado

• Permite mayor transparencia a los Acuerdos del CNO

• Permite que la CREG puede ejercer una labor de control a los Acuerdos más efectiva

• Permite mantener un código completo e íntegro

• Permite escuchar la voz de nuevos agentes

• No se resuelven problemas asociados a participación efectiva (formal) de otros agentes

• No resuelve los obstáculos que surgen de no contar con toda la información de la operación para labores de planeamiento

Elaboración propia

Acciones necesarias

Involucrados

UPME, CREG, CNO, CND, COLCIENCIAS, UNIVERSIDADES, AGENTES

Estudios técnicos

No se prevé estudios de ninguna naturaleza para la implementación de esta medida.


Creación del panel.

Una Segunda propuesta: Motivación y descripción de la recomendación

Una alternativa a la propuesta anterior que puede ser evaluada en el mediano plazo es que se considere la creación de una nueva institución que permita coordinar las diferentes entidades del estado involucradas en el código de redes y sus ajustes para posterior remisión a la CREG.

Posición en el CR (Nueva institución)

Se considera que esta claridad debe ser explícita en la introducción y objetivos del Código de Planeamiento además de las normas que se necesiten.

Ventajas y desventajas (Nueva Institución)



• Mayor coordinación de todas las instituciones sectoriales

• Modificaciones con participación de todos los agentes sectoriales.

• Capacidad de veto y derogación por parte de CREG

• Exigencias y trámites para la creación de una nueva institución pública.

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• La CREG adquiere capacidades de regulación ex post de los temas técnicos

• El Código evoluciona de manera predecible

• La CREG mantiene el control económico del Código y limita su análisis a temas que afecten la libre entrada y la pro-competitividad

Elaboración propia

Acciones necesarias (Nueva Institución)

Involucrados

Gobierno Nacional

Estudios técnicos

Entendemos que las Bases del Plan Nacional de Desarrollo prevén el análisis de estos temas de gobernanza sectorial


Ninguna.

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3. Recomendaciones del Código de Planeamiento – Fase I

3.1. Actualización del numeral de aplicación del CP


El numeral 3 del código de planeamiento especifica los actores a los cuales les aplica éste. Entre estos actores, el Código incluye el término “Gran Consumidor”, el cual no es una definición normativa, siendo así una imprecisión en la terminología utilizada. Ante esto se propone el cambio de este término por Usuarios No Regulados.

Por otro lado, se recomienda la inclusión de la definición de potencial usuario, haciendo este término alusión a promotores de proyectos, interesados, ejecutores, agentes del mercado que no tienen condición de usuario del STN al momento de presentar un estudio de conexión.

Por último, se recomienda realizar una aclaración en el siguiente párrafo: “Para tener derecho de acceso a la red, todos los Usuarios deben firmar Contratos de Conexión con los transportadores, en los cuales se especifiquen los aspectos contractuales de conexión y uso de la red, así como otros aspectos de orden administrativo, técnico y económico, incluidos la operación y mantenimiento de la conexión” (subrayado fuera de texto) en el sentido en que el “derecho de acceso a la red” no lo otorga firmar un contrato, sino que es la formalización del derecho.

Posición en el CR

Numeral 3 del actual Código de Planeamiento




Cambio del término a Usuarios No Regulados

• Homogeniza la terminología con los demás documentos regulatorios

• Da claridad a su referencia con el término utilizado

• No aplica

Definición de potencial usuario

• Permite la inclusión de otros actores involucrados y los cuales aplica el código

• No aplica

Aclaración de la procedencia del término derecho a la red

• Da un referente normativo más preciso • No aplica

Elaboración propia

Para esta propuesta no se encontraron desventajas de su aplicación y en cambio, se presentan grandes ventajas en la realización de las precisiones sobre los términos utilizados en la regulación y las definiciones necesarias para hacerla clara ante el lector.

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Acciones necesarias

Involucrados

CREG, UPME, Empresas de generación, Empresas de distribución, Usuarios no regulados,

Empresas de comercialización, Empresas de transmisión, Usuarios potenciales.

Estudios técnicos



Para la aplicación de estas modificaciones se requiere la actualización del capítulo 3 del código

de planeamiento.

3.2. Reconocimiento de otros tipos de conexión


Las ampliaciones, extensiones o refuerzos del STN pueden ser resultados de un proceso de conexión (solicitudes de conexión) o los resultados de las necesidades del sistema (Plan de Expansión). En uno y otro caso pueden requerir nuevas subestaciones, ampliación de subestaciones existentes, nuevas líneas, extensión de líneas existentes, ampliación de líneas existentes. El caso en que para la conexión de un Usuario o generador, se requieran obras de uso del STN la regulación prevé en la Resolución CREG 022 de 2001:

“Cuando se trate de obras relacionadas con solicitudes de conexión de usuarios del STN que ingresarán al Sistema y que no estén previstas dentro del Plan de Expansión de Referencia, si la respectiva solicitud cumple con la reglamentación vigente, se adelantará tan pronto como sea posible, el respectivo proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, de acuerdo con las reglas definidas en este Artículo. La CREG establecerá en una resolución aparte, las reglas aplicables a los generadores, cuando éstos deban pagar parte de los refuerzos requeridos en el Sistema, debido a la capacidad (MW) que piensan instalar.”

Para el caso de los generadores, la Resolución CREG 011 de 2009 estableció en el artículo 10:

Artículo 10: Procedimiento en caso de una Conexión Profunda. De acuerdo con el procedimiento para la asignación de puntos de conexión de generadores al STN, establecido en la Resolución CREG 106 de 2006 o las que la modifiquen, adicionen o sustituyan, cuando sea necesario ejecutar proyectos de expansión de activos remunerados a través de cargos por uso del STN y la UPME encuentre que, según los criterios establecidos en la normatividad vigente, los beneficios del proyecto de expansión son inferiores a los costos, ésta podrá recomendar la ejecución del proyecto asociado con los Activos de Uso del STN como una ampliación si es del caso o a través de los procesos de selección regulados mediante la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, siempre y cuando el agente solicitante asuma el porcentaje del costo del proyecto que permite que la relación Beneficio/Costo sea igual a 1 y el agente cumpla con los requisitos de garantías y remuneración que se establecerán en resolución aparte.

De tal forma siempre que se requieran activos de Uso, se debe recurrir a los mecanismos previstos para la ejecución de la expansión, esto es convocatorias o ampliaciones según sea el caso.

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En el caso de los generadores, si la evaluación económica, en particular la relación beneficio costo no es superior a 1, el interesado puede asumir parte del costo del proyecto. Sin embargo, para el caso de conexión de usuarios, la regulación sujeta la decisión de abrir la convocatoria al cumplimiento de la reglamentación vigente. Por tanto, sólo resulta factible conectar usuarios diferentes a generadores, en los casos en que se requieren de activos de uso, si la valoración de la relación beneficio costo es mayor a 1. En el caso en que la relación beneficio costo sea inferior a 1, no sería posible la conexión del usuario.

En este sentido se recomienda posibilitar la conexión de usuarios (generadores, o usuarios finales) al STN, cuando se requieren activos de Uso, bien sea con los mecanismos de expansión adoptados actualmente (convocatorias o ampliaciones) o permitiendo la ejecución de las obras directamente, sujeto al cumplimiento de los estándares de calidad y confiabilidad definidos para los activos de Uso. Con lo cual se podría dar una respuesta oportuna a los requerimientos de conexión y de hecho se podría prohibir bajo cualquier condición la ejecución de conexiones en T.

En base a lo anterior, se sugiere incluir las definiciones de conexión superficial y conexión profunda al STN, o una combinación de estas, por lo cual sería relevante definir los procedimientos a seguir en uno y otro caso en cada una de las etapas del proceso de conexión desde la fase de estudios.

Conexión superficial: tomar la definición de activo de conexión al STN contenida en la R. CREG 011 de 2009 “Son los bienes que se requieren para que un generador, OR, usuario final, o varios de los anteriores se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional. Los activos de conexión al STN se remunerarán a través de contratos entre los propietarios y los usuarios de los respectivos activos de conexión”.

Conexión profunda: tomar la definición contenida en la R. CREG 011 de 2009 “Activos de uso del STN cuya construcción se requiere para responder positivamente a una solicitud de conexión de un usuario al STN”.

Se sugiere establecer una diferenciación entre los tipos de conexión permitidos, los cuales deben armonizarse con el numeral 4.1.1 y 4.3 del Código de Conexión.

Posición en el CR

Numeral 4.del actual Código de Planeamiento y armonizar con el Código de conexión.




Posibilitar la conexión de usuarios al STN, permitiendo la ejecución de las obras directamente y definición de conexión profunda y superficial

• Permitir la conexión de todos los agentes, siempre y cuando cumplan con los estándares técnicos requeridos por la normatividad.

• Realizar una asignación eficiente de los costos de la expansión.

• Evitar las conexiones en T.

• Agilizar los tiempos de respuesta a solicitudes de conexión.

• Se requiere el desarrollo de aspectos comerciales ajenos al CR.

Fuente: Elaboración Propia

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En este caso, la desventaja viene dada como una tarea necesaria para la aplicación de la recomendación sin detrimento de sus ventajas, por lo anterior se concluye la recomendación.

Acciones necesarias

Involucrados

UPME, Empresas de generación, Empresas de distribución, Usuarios no regulados, Empresas de transmisión, Usuarios potenciales.

Estudios técnicos



• Desarrollar el procedimiento implicaría incorporar la Resolución CREG 106 de 2006 y el artículo 10 de la Resolución CREG 011 de 2009 en este Código de Planeamiento, precisando que esto aplica a cualquier tipo de usuario.

• Armonización de los tipos de conexión permitidos entre el Código de Planeamiento y Código de Conexión.

3.3. Elementos de planeamiento


Se recomienda que los límites y/o estándares de calidad, seguridad y confiabilidad pueden ser establecidos, actualizados o confirmados por la UPME anualmente, con la salvedad de que éste sea previamente conceptuado por la CREG. En ninguna situación se debe desmejorar los límites actualmente establecidos en el Código de Redes.

En particular se recomienda lo siguiente:

3.3.1.1. Calidad

• Se considera necesario hacer claridad en el Código de Redes que barras operan a 220 kV y 230 kV, o cual es el criterio para un nivel o el otro, para que el mismo sea acorde en el Código de Operación y en el Código de Planeamiento. Se propone que el diseño en este nivel de tensión sea a 230 kV para que en un futuro todos los elementos se puedan operar a esta tensión.

• Referenciar la norma de armónicos NTC 5001 de 2008. En caso de un tema de armónicos no esté desarrollado en la NTC hacer referencia a normas internacionales IEC y ANSI.

3.3.1.2. Seguridad

• En el CP se indica que el sistema debe permanecer estable ante una falla trifásica a tierra en los circuitos de 220 kV hasta la operación normal de las protecciones principales, pero no se establece un tiempo de despeje máximo de la falla, se sugiere, provisionalmente, un tiempo de despeje de 100ms; para que se acorde con el código de conexión. Para una falla monofásica de 500 kV, se recomienda indicar el mismo tiempo establecido en el Código de Conexión y de Operación.

• El planeamiento debe permitir margen al operador del sistema, por ejemplo, no usar acciones como movimiento de Taps, deslastre de carga, no permitir en ninguna condición del planeamiento (normal o en contingencia) sobrecargas en los elementos del sistema.

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3.3.1.3. Confiabilidad

• En el CP se indica que en estado N-1 o N-k, el sistema debe ser capaz de transportar la energía, pero no se hace referencia a que debe hacerlo con el cumplimiento de los estándares de calidad previamente definidos, por tanto, se recomienda hacer la precisión.

• La operación inicia un análisis de adelante hacia atrás (desde el futuro hasta el día de operación) y en cada etapa establece diferentes condiciones que afectan el despacho (llámense restricciones). Cuando se realiza el despacho y se aplica en el análisis eléctrico de muy corto plazo un criterio de confiabilidad, el mismo se sobrepone a las condiciones previamente cubiertas con restricciones. Por tanto, los criterios de planeamiento eléctrico de largo plazo realizado por la UPME siempre van a presentar resultados diferentes a los del planeamiento eléctrico operativo, en este sentido, se recomienda establecer que las condiciones de inicio del planeamiento desarrollado por la UPME sean consistentes con las condiciones operativas estudiadas por XM.

• Se recomienda que el planeador del STN (UPME) realice los análisis de confiabilidad con los indicadores de calidad establecidos como límites por el regulador.

3.3.1.4. Restricciones

• Compatibilizar los criterios y supuestos para la evaluación de las restricciones, ver desarrollo en numeral 3.6 de este documento.

• Se recomienda que la evaluación económica de las alternativas planteadas por el CND para eliminación de las restricciones sea una labor que realice directamente la UPME, en su rol de planificador central.

Posición en el CR



Tabla 14 – Ventajas y desventajas de las recomendaciones


Calidad • El sistema se adapte a las condiciones técnicas y

económicas para garantizar una mejora en la calidad. NA

Seguridad • Tener un Código de Redes claro para su aplicación, y

armonizado entre los diferentes Códigos. NA

Confiabilidad

• Compatibilizar los criterios con los cuales se realiza el análisis de confiabilidad entre el operador del sistema y la UPME.

• Optimizar el valor económico del Plan.

NA

Restricciones

• Permitir que la UPME disponga de información para identificar cuales restricciones puede gestionar, con cuales debe convivir y cuáles son los posibles costos de esas restricciones.

NA

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• Unificar los criterios de las evaluaciones económicas empleadas para definir los proyectos.

Fuente: Elaboración Propia

Para esta propuesta no se evidenciaron desventajas en su aplicación, por el contrario, se identificaron una serie de ventajas que muestran la necesidad de su implementación.

Acciones necesarias

Involucrados

Empresas de generación, Empresas de distribución, Usuarios no regulados, Empresas de transmisión, Usuarios potenciales

Estudios técnicos

Se recomienda realizar un estudio económico de impacto de asignación de costos a transportadores (por concepto de restricciones).


• Se requiere ajustar los criterios de calidad, seguridad, confiabilidad y restricciones para que los mismos sean precisos.

• Debe quedar explícito que la UPME pueda complementar aspectos del Código de Planeamiento, de tal forma que se adapte a los cambios que determinen las condiciones técnicas y económicas.

• Debe quedar explícito que cualquier complemento propuesto por la UPME, se requiere concepto previo de la CREG.

• Se debe emplear un mecanismo para que los complementos al Código de Planeamiento definidos por la UPME sean integrados al Código de Redes y permita a los usuarios acceder de forma centralizada a estos documentos.

• Compatibilizar criterios definidos en el Código de Planeamiento y Código de Operación, permitiendo un margen de operación al CND.

3.4. Actualización del procedimiento para el suministro de información


El actual procedimiento de suministro de información para el planeamiento establece dos tipos de información: estándar y detallada, considerada en tres niveles: preliminar de proyectos, proyectos aprobados y proyectos en operación, la cual es necesario precisar el objeto de esta, responsables, plazos, entre otros aspectos. Por tal razón, se recomienda actualizar el procedimiento para el suministro de información y para esto se propone un esquema como el planteado en la siguiente ilustración, el cual está dividido en dos bloques:

i) Procedimiento para el suministro de información inicial de planeamiento requerida por la UPME para el desarrollo de los estudios de planeamiento de transmisión y generación, y que también emplearán los usuarios y potenciales usuarios para adelantar sus estudios de conexión al sistema.

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ii) Procedimiento para el suministro de información resultante de los estudios de conexión (información detallada de planeamiento) dependiendo de la etapa del proyecto: preliminar, aprobado y en operación, necesaria para definir los nuevos esquemas del sistema de transmisión del usuario.

Adicionalmente, se recomienda a la CREG:

• Establecer la oportunidad en el suministro de la información por parte de los agentes transmisores, generadores y operadores de red, dependiendo de la etapa, y/o dejar en cabeza de la UPME de que determine estos plazos.

• Establecer en el Código de Planeamiento unos mínimos de información de planeamiento (eléctrico y energético) que debe ser reportada a la UPME.

• Establecer que la UPME podrá profundizar, complementar y/o ajustar en el contenido de la información dependiendo del tipo de proyecto y conforme se desarrolle el procedimiento de estudio de conexión, de igual forma establecer la guía para la recepción, manejo y conservación de la información que le sea reportada. No obstante, cualquier complemento propuesto por la UPME, se requiere concepto previo de la CREG.

• La información para el planeamiento debe ser considerada como pública, a la luz de la Ley 1712 de 2014.

• La información reportada para el planeamiento debe ser validada y certificada por el agente, y debe ser la misma información que le reporte al CND y en general a todas las entidades que lo requieran, en este sentido se recomienda que, si dicha información no es única, sea causal de incumplimiento.

• Aplicativo web UPME (base de datos) e información de disponibilidad de los puntos de conexión: se recomienda que la información requerida para el planeamiento estándar (Informes de oportunidad de los TN, Planes de expansión de los OR, Información estándar de planeamiento, información de proyectos en construcción) y de aquella resultante de los estudios de conexión al STN sea pública mediante una aplicación web que para tal fin establezca la UPME, la cual será actualizada por cada responsable en un término definido según se propone a continuación.

• Se sugiere que este aplicativo disponga de una ventana de visualización del STN para que todos los usuarios puedan conocer el estado de un punto de conexión en particular según disponibilidad de espacio dentro de la subestación, capacidad disponible y posibilidades de ampliación de la subestación, clasificado en colores así:

Tabla 15 Mapa de colores información de disponibilidad de puntos de conexión en el STN

Criterio Alt.1 Alt.2 Alt.3 Alt.4 Alt.5 Alt.6

Disponibilidad de espacio en la SE Si Si No Si Si No

Posibilidad ampliación SE Si No Si Si No No

Capacidad disponible para generación y/o demanda

(Se debe indicar valor de la capacidad) Si Si Si No No Si

La actualización de este mapa de colores debe quedar a cargo de los TN dueños de los puntos de conexión, en los primeros cinco días hábiles de cada mes con base en los conceptos de conexión otorgados en el mes. Si la información no cambia de un mes a otro, se debe informar a la UPME por escrito.

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• Se recomienda que se incorpore a la base de datos que alimenta el proceso de planeamiento, el

reporte de estado de avance de los proyectos en construcción, principalmente el cumplimiento de la

Curva “S” del proyecto.

A continuación, se presenta un diagrama con la propuesta del procedimiento de información requerida

para el planeamiento y para los estudios de conexión, seguidamente se describe el mismo2.

2 Es importante realizar una distinción entre la información necesaria para el bienestar de la red y la información propia del mercado. La información sobre mercado sólo debe hacerse disponible cuando tiene un aspecto sistémico, es decir, un efecto sobre el sistema y no un efecto sobre un generador específico.

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Ilustración 3 – Procedimiento de suministro de información

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1. Procedimiento de suministro de información requerida para el planeamiento (Información estándar de planeamiento): el objetivo de este procedimiento es estructurar una base de datos que permita compilar toda la información de planeamiento que emplearía la UPME para el desarrollo del planeamiento eléctrico y energético contenido en el Plan de Expansión, y de aquellos usuarios o potenciales usuarios para realizar los estudios de conexión correspondientes. En este sentido se recomienda lo siguiente:

I. Responsables:

• Transportadores Nacionales (TN): son los responsables de entregar a la UPME la siguiente información: i) Informes de Oportunidad de conexión y uso del sistema (eléctrica y físicamente) en cumplimiento del Artículo 3 de la Resolución CREG 022 de 2001 junto con los formatos de información de planeamiento; ii) Información de los estudios de conexión en las etapas de aprobación y puesta en operación; iii) Información de los proyectos en construcción.

• Operadores de Red: son los responsables de entregar a la UPME la siguiente información: i) Plan de expansión de cada OR; ii) Información de planeamiento; iii) Información de los proyectos en construcción.

• Generadores: i) son los responsables de reportar la información de planeamiento (eléctrica y energética), ii) Información de los proyectos en construcción.

• Los UNR reportarán a los TN y/o OR, según corresponda, la información de las instalaciones de la conexión, en sus diferentes etapas: preliminar, aprobado y puesta en operación.

II. Plazos para entrega de información: Se recomienda que la información sea actualizada y reportada en el plazo que para esto determina la UPME, no obstante, el Consultor propone las siguientes fechas como referencias, en el evento que CREG considere conveniente establecerlas en la resolución:

• Informes de oportunidad de los TN: deberá ser reportada anualmente, a más tardar el 15 de junio, para que se dispondría de las proyecciones de demanda actualizadas por la UPME.

• Plan de expansión del OR: deberá ser reportada anualmente, a más tardar el 15 de junio, para que se dispondría de las proyecciones de demanda actualizadas por la UPME y acorde con lo establecido en la Resolución CREG 024 de 2013.

• Información estándar de planeamiento (eléctrica y energética): deberá ser reportada anualmente, a más tardar el 15 de junio.

• Información de proyectos en construcción: deberá ser reportada trimestralmente, a más tardar el quinto (5) día hábil de cada mes.

• Información de proyectos en construcción: deberá ser reportada trimestralmente, a más tardar el quinto de los meses de abril, julio, octubre y enero).

• Estudios conexión al STN (Información Detallada de planeamiento): deberá ser reportada mensualmente, a más tardar el quinto (5) día hábil de cada mes.

Vencido los plazos establecidos para la entrega de la información sin que se hubiere reportado la misma a la UPME, está procederá a reportar tal situación a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para investigue y sancione si el del caso.

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III. Información requerida: a continuación, se describe el objetivo de cada solicitud de información, la cual está en sintonía con lo demandado por UPME actualmente, y algunas sugerencias para complementar dicha información:

a) Informes de Oportunidad: informe en el cual los TN identifican las oportunidades disponibles de conexión y uso del Sistema de Transmisión Nacional (eléctrica y físicamente) del cual son propietarios, señalando las partes de dicho sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones tanto de demanda como de generación, y transporte de cantidades adicionales de potencia.

Este informe se realizará para un horizonte de cinco (5) años y se debe reportar a la UPME anualmente para la elaboración del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia y de consulta para los Usuarios y/o Potenciales Usuarios.

Los análisis incluidos en los informes de oportunidad de conexión se deben basar en un modelo completo del SIN y considerar todos los equipos actuales en operación, tanto en el STN como en el STR hasta 66 kV, incorporar los proyectos de expansión de transmisión y generación definidos en el Plan de Expansión vigente, para un escenario de proyección de demanda máxima y media, y los despachos hidro-térmicos definidos por la UPME. Se deben realizar análisis de estabilidad de tensión tanto en condiciones normales de operación como de contingencia sencilla en líneas y transformadores, cortocircuito monofásico y trifásico. Se debe cumplir con las condiciones de calidad, seguridad y confiabilidad definidas en el Código de Redes.

Los TN reportarán como mínimo la siguiente información:

• Diagrama unifilar que muestre los niveles de tensión en cada subestación SE.

• Plano de disposición general (conjunto de todos los niveles de tensión o cada uno por separado)

• Características especiales de los sistemas de protecciones. (Sistema de protección principal para las líneas, Sistemas de protección principal para los transformadores).

• Características de los sistemas de control y de comunicaciones (aclarando si hay fibra óptica, onda portadora, PLC, otros.

• La descripción de los equipos de patio de cada bahía en cada nivel. (DPS -Dispositivo de Protección contra Sobretensiones, seccionadores, interruptores, PTs, CTs, clase de estos equipos)

• Las características generales de la malla de puesta a tierra, principalmente la resistencia de puesta a tierra.

• Información correspondiente a la información estándar de planeamiento definida en el Código de planeamiento, descrito en general en el literal c) siguiente, en los formatos que para ello disponga la UPME.

• El TN deberá analizar las posibilidades de ampliación, considerando como mínimo: espacios disponibles para bahías futuras en cada nivel de tensión (de línea o de transformación incluyendo el espacio para los transformadores, o cualquiera de los dos) con requerimientos especiales, si los hay, para ingresar nuevas líneas; disponibilidad de ampliación en el patio de cada nivel de tensión, adicional a las bahías previstas (en metros cuadrados por cada nivel de tensión); disponibilidad de espacio dentro de la casa de control para tableros de protección, control y medida; disponibilidad de ampliación de servicios auxiliares DC y AC indicando las

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tensiones; áreas dentro de las subestaciones sin adecuar, disponibilidad de la gestión de terrenos para la ampliación de la subestación y llegada de líneas, entre otros criterios que considere el TN informar. (Referencia circular CREG 029 de 2018).

• Terceros involucrados en las subestaciones.

• Obras que se estén desarrollando, dado la expansión del sistema u originadas por la conexión de un usuario en cualquier punto de conexión del sistema del TN.

• Para cada subestación se identificará:

La capacidad disponible, diferenciando la capacidad de conexión de cargas y la de generación.

Derechos de capacidad aprobados.

• Solicitudes de conexión recibidas, en trámite, con viabilidad emitida, en su respectivo orden cronológico.

• Cualquier otro aspecto que sea de conocimiento del transportador y que deba ser considerado por la UPME, por los usuarios o potenciales usuarios en caso de requerirse una conexión nueva o la ampliación de una existente.

b) Plan de Expansión del OR: corresponde al planeamiento de la expansión de los STR y SDL del mercado atendido por el OR, con base en los criterios generales establecidos en el Reglamento de Distribución (R. CREG 070 de 1998) y de aquellos definidos por la UPME para que los mismos sean compatibles con el planeamiento del Sistema de Transmisión Nacional. Los OR reportarán como mínimo la siguiente información:

• Diagrama unifilar que muestre los niveles de tensión en cada subestación SE.

• Plano de disposición general (conjunto de todos los niveles de tensión o cada uno por separado)

• Información correspondiente a la información estándar de planeamiento definida en el Código de planeamiento, descrito en general en el literal c) siguiente, en los formatos que para ello disponga la UPME.

• Para las subestaciones de conexión al STN y aquellas con nivel de tensión 4, el OR deberá analizar las posibilidades de ampliación, considerando como mínimo: área disponible para la llegada de líneas, campos para la instalación de nuevas bahías de línea y transformadores (incluyendo el transformador), disponibilidad de espacio en los barrajes existentes, áreas de la subestación acondicionada para las ampliaciones de módulo de barrajes y bahías, áreas dentro de las subestaciones sin adecuar, disponibilidad de la gestión de terrenos para la ampliación de la subestación y llegad de líneas, entre otros criterios que considere la UPME que el OR le debe reportar. (Referencia circular CREG 029 de 2018).

• Para las subestaciones de conexión al STN y aquellas con nivel de tensión 4 se identificará:

La capacidad disponible, diferenciando la capacidad de conexión de cargas y la de generación.

Derechos de capacidad aprobados.

• Solicitudes de conexión recibidas, en trámite, con viabilidad emitida, en su respectivo orden cronológico.

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c) Información de Planeamiento (eléctrico y energética): corresponde a la información estándar de planeamiento definida en el Código de Planeamiento (Apéndice I), en los formatos que para ello disponga la UPME, incluyendo la información energética que defina la UPME (el CP actual no considera en la etapa de planeamiento los análisis energéticos).

Esta información será reportada por los TN, OR y Generadores, lo cual permitirá mantener actualizada la base de datos con la incorporación de las nuevas subestaciones, líneas y generadores, cambios en la demanda, entre otros. En el evento que la información se mantenga constante, el agente reportará mediante un comunicado a la UPME que la información no reporta cambios.

Como mínimos se debe reportar la siguiente información:

• Información de las subestaciones existentes y proyectadas.

• Información de las líneas existentes y proyectadas

• Información de los Transformadores bidevanados existentes y proyectados

• Información de los Transformadores tridevanados existentes y proyectados

• Información de las Compensaciones existentes y proyectados

• Información de los Oportunidad de conexión para cargas industriales y generación

• Aspectos ambientales y sociales (indicativo)

• Disponibilidad de espacio físico para futuras ampliaciones y consideraciones especiales para la utilización de ese espacio

• Información de cargas industriales

• Información de unidades para estudios de estabilidad transitoria

• Información del modelo detallado de máquinas

• Información de reguladores de velocidad de plantas hidráulicas

• Información de reguladores de velocidad de plantas térmicas

• Información de reguladores de tensión

• Información energética determinada por UPME, que podría ser como mínimo la siguiente:

Información de plantas térmicas: número de unidades generadores, capacidad instalada (MW; MVAR), capacidad mínima y máxima de operación, combustible principal; Heat Rate (Combustible principal) [MBTU/MWh], combustibles sustitutos; Heat Rate (Combustibles sustitutos) [MBTU/MWh], factor de indisponibilidad histórico (%), Energía Firme (GWh/año), curva Heat Rate vs. capacidad planta, subestación a la cual está conectada con nivel de tensión, otros.

Información de plantas hidráulicas con embalse: número de unidades generadores, capacidad instalada (MW, MVAR), capacidad mínima y máxima de operación, cota normal de operación (msnm), cota de descarga (msnm); pérdida media de conducciones (m); cota máxima (msnm), cota mínima (msnm); factor de indisponibilidad histórico (%), energía firme (GWh/año); flujo mínimo (m3/s); flujo máximo (m3/s); eficiencia (MW/m3/s), rio de la captación, capacidad del embalse, subestación a la cual está conectada con nivel de tensión, otros.

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Información de plantas hidráulicas filo de agua: número de unidades generadores, capacidad instalada (MW, MVAR), capacidad mínima y máxima de operación, caída neta (m), factor de indisponibilidad histórico (%), energía firme (GWh/año), flujo mínimo (m3/s), flujo máximo (m3/s), eficiencia (MW/m3/s), subestación a la cual está conectada con nivel de tensión, otros.

Información de cogeneradores: número de unidades generadores, capacidad instalada (MW, MVAR), capacidad mínima y máxima de operación, Heat Rate [MBTU/MWh], combustible, subestación a la cual está conectada con nivel de tensión, generación máxima entregada a la red (MW), carga máxima del cogenerador que actualmente puede ser atendida por el operador de red (MW), factor de indisponibilidad histórico (%), subestación a la cual está conectada con nivel de tensión, otros.

Información de plantas menores: capacidad instalada (MW, MVAR), factor de indisponibilidad histórico (%), energía firme (GWh/año), subestación a la cual está conectada con nivel de tensión, otros.

Información energía y parámetros de unidades de plantas fotovoltaicas y eólicas: Ver numeral 3.5. de este documento.

Parámetros de unidades de plantas eólicas.

• Parámetros de unidades de plantas fotovoltaicas

• Parámetros de unidades de plantas eólicas

• Información energética determinada para tal por UPME.

• Información de datos técnicos (tensión nominal, rangos de tensión operativa, capacidad de absorción o entrega de potencia reactiva, diagrama unifilar con las características de los filtros, transformadores, convertidores, TSC – Condensador Maniobrable con Tiristores, TCR – Reactor Controlado por Tiristores, capacitores, entre otros) y modelos de control de los dispositivos FACTS (SVC y STATCOM), y demás parámetros que permitan al planeador reproducir los resultados de flujo de carga en condiciones normales y de máxima capacidad.

• Cada que se identifique una tecnología y que la misma sea incorporada al sistema, la UPME definirá la información requerida para su incorporación en el planeamiento eléctrico y energético. No obstante, cualquier complemento propuesto por la UPME, se requiere concepto previo de la CREG.

En este sentido se dan las siguientes recomendaciones generales:

• Se recomienda tomar en cuenta los formatos de requerimientos de información elaborados por la UPME.

• Se recomienda tomar en cuenta los formatos de requerimientos de información elaborados por la UPME.

• Al solicitar información, si la misma está en por unidad se definan las bases.

• Que la información de capacidad de elementos indique bajo qué condiciones, por ejemplo: para un transformador las condiciones de refrigeración, para una línea la temperatura, si hay restricciones de capacidad que elementos la originan (por ejemplo, los CTs en una línea).

• Se recomienda que el agente informe cualquier restricción que pueda tener, actualmente o a futuro su infraestructura para operar en las condiciones nominales.

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d) Información de proyectos en construcción: los TN, OR y GN deberán reportar a la UPME, un informe de avance de los proyectos respecto a la curva S reportada y fecha prevista para la entrada en operación del proyecto. Si hay desplazamiento de la fecha de entrada en operación deberán informar a la UPME la nueva fecha de entrada en operación. Dentro de esta información, debe incluirse información los parámetros eléctricos de los elementos del proyecto, conforme los requerimientos que determine la UPME para su ejercicio de planeamiento.

e) Estudios conexión al STN: los TN reportarán la información detallada de planeamiento que se desprenda de los estudios de conexión al STN, como se indica en el numeral 2 siguiente, junto con la actualización de la información relacionada para cada subestación involucrada con al menos los siguientes datos: i) La capacidad disponible, diferenciando la capacidad de conexión de cargas y la de generación; ii) derechos de capacidad aprobados; iii) Solicitudes de conexión recibidas, en trámite, con viabilidad emitida, en su respectivo orden cronológico. Adicionalmente, el TN deberá actualizar el mapa de colores de información de disponibilidad de puntos de conexión en el STN, indicado anteriormente.

Se propone que el acceso a la anterior información (Informes de oportunidad de los TN, Planes de expansión de los OR, Información estándar de planeamiento, información de proyectos en construcción y estudios de conexión al STN) sea pública, mediante una aplicación web que para tal fin establezca la UPME, la cual será alimentada por cada responsable según corresponda y en los términos definidos por la UPME.

2. Procedimiento de suministro de información para estudios de conexión

Para que el usuario o potencial usuario disponga de la información del Sistema de Transmisión Nacional y de un punto en particular, para iniciar los estudios de conexión al STN, debe realizar formalmente la solicitud de información ante la UPME y el dueño de dicho punto de conexión.

Se propone que el acceso a la información técnica, de solicitudes y capacidades de conexión sea pública, mediante una aplicación web que para tal fin establezca la UPME. No obstante, no estará disponible la información que identifique a los diversos usuarios potenciales interesados en dicho punto de conexión con anterioridad a la formalización de la solicitud de conexión.

El TN será el responsable de reportar a la UPME, en las distintas etapas (preliminar, aprobada y en operación) la información detallada de planeamiento que se desprenda de los estudios de conexión que presenten los diferentes usuarios y usuarios potenciales y estos a su vez son responsables de entregar esta información a los TN u OR. Esta información corresponde a:

• Diagrama unifilar con la disposición existente y la propuesta, incluyendo la conexión a la red.

• Esquema de conexión: diagrama unifilar de la conexión con la siguiente información: configuración de barras, campos de conexión, equipos de maniobra, equipos de medida, DPS, tensiones de operación, corrientes nominales de barras y equipos, previsiones futuras, cargas especiales.

• Características del punto de conexión del usuario

• Características del sistema de alta tensión del usuario

Líneas de transmisión

Transformadores de interconexión

Equipo de compensación reactiva

Datos de protección de los usuarios y arreglos de puesta atierra

Datos para calcular sobretensiones transitorias

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Datos adicionales para nuevos tipos de subestaciones de potencia y configuraciones.

Se deberán seguirá las indicaciones, formatos para la presentación y trámite ante la UPME de las solicitudes de conexión al SIN, conforme el procedimiento de estudios de conexión establecido en el Código de Planeamiento. En este sentido, el Consultor presenta una recomendación de este procedimiento desarrollado en el numeral 3.8 de este informe.

Posición en el CR

Numeral 6.del actual Código de Planeamiento




Eficacia y Eficiencia: garantiza información oportuna y de contenido mínimo que permita el adecuado desarrollo del ejercicio de planeación realizado por la UPME y para los estudios de conexión adelantado por los potenciales usuarios o usuarios del sistema.

Demandaría mayor capacidad operativa de la UPME para el procesamiento de información.

Homologación: se consolida una base del sistema eléctrico y energético de planeamiento, homogénea tanto para los desarrolladores de proyectos como para la UPME

El tiempo que pueda tomar la implementación del sistema de recopilación y consulta de información.

Fortalece los canales de comunicación y coordinación entre la UPME, los agentes y potenciales usuarios.

Facilita la tarea de la UPME en cuanto a la expansión del sistema.

Mejor cumplimiento de la normatividad.


A pesar de que la UPME requeriría recursos adicionales para la aplicación de esta propuesta; el hecho de que tales requerimientos queden explícitos en el Código de Redes soporta la solicitud del incremento de recursos en dicha entidad.

Acciones necesarias

Involucrados:

UPME, Agentes: TN, GN y OR, Potencial usuario

Estudios técnicos



a. Desarrollo del contenido mínimo de información a solicitar de planeamiento (eléctrico y energético) que debe ser reportada a la UPME por los agentes transmisores, generadores y

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operadores de red; el contenido de los informes de oportunidad desarrollados por los TN, de los planes de expansión de los OR, y de los estudios de conexión.

b. Coordinación entre el procedimiento de suministro de información y el procedimiento para el estudio de la conexión.

c. De parte de UPME, desarrollo de guías complementarias de información, criterios, estándares, plazos, validadores de la información y desarrollo de una plataforma de reporte y consulta de información por parte de todos los interesados.

3.5. Complemento en el proceso de entrega de información al planeador sobre plantas de generación renovable: Eólicas y Fotovoltaicas


La ampliación de la matriz energética en Colombia hace necesarias diferentes modificaciones de primera instancia a la regulación vigente y, para el código de planeamiento, la información que deben suministrar los diferentes agentes de generación en las etapas previas a la conexión se clasifica como estándar y detallada. Estableciendo sus finalidades como la preparación del plan de expansión de referencia, la atención a solicitudes de los usuarios, el suministro de información completa del sistema y el planeamiento operativo se debe determinar cuál es la información requerida para dar cumplimiento a dichas finalidades.

La llegada de nuevas fuentes de generación trae consigo características y parámetros propios de cada tecnología. Estos parámetros harán parte de la información que se requiere para cumplir las finalidades del código. Por esta razón, se propone en esta fase una inclusión de parámetros específicos que deben suministrar cada uno de los generadores no convencionales del sistema.

Se propone incluir el requerimiento del suministro de información en dos fases (Fase I y Fase II según la metodología propuesta), haciendo en Fase I los cambios necesarios y ajustados a la topología actual del CR y a continuación puestos en consideración para que sea incluida dentro del CP.

Posteriormente, se encadena una propuesta en Fase II que permita la actualización de la información sin necesidad de realizar la modificación directa del código de planeamiento. Esto debido a que cambios constantes en la penetración de estas fuentes y la experiencia adquirida en la materia podrían hacer necesario modificar datos o características ya incluidas.

En esta fase se propone incluir un listado de información de plantas eólicas y fotovoltaicas en forma de tabla, ajustándose esto a la arquitectura actual del código. A continuación, se presenta la propuesta de la información a solicitar, la cual debe ser coordinada con el planeador para asegurar la suficiencia de la información.

El listado de información estándar aquí propuesto está pensado en cualquier planta de categoría B o C, ya que consideramos que la información aquí demandada puede ser suministrada independientemente de la capacidad de la planta.

En esta fase se propone incluir un listado de información de plantas eólicas y fotovoltaicas en forma de tabla, ajustándose esto a la arquitectura actual del código. A continuación, se hace una primera

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propuesta de la información a solicitar para las plantas fotovoltaicas y eólicas, la cual debe ser coordinada con el planeador, con el fin de asegurar la suficiencia de la información3.

Tabla 17 - Parámetros de las unidades de plantas fotovoltaicas

Parámetro Significado Unidad

Planta Nombre de la planta y número de la unidad.

Unidad Identificación de la unidad

Datos meteorológicos históricos

Radiación kW/m2

Temperatura °C

Potencia nominal Potencia nominal de salida de los inversores. MW

Capacidad efectiva neta Capacidad efectiva neta en el punto de conexión MW

Indisponibilidad Indisponibilidad p.u. [1]

Voltaje nominal Voltaje nominal en el punto de conexión. kV

Eficiencia total Eficiencia desde recurso hasta potencia entregada %

Frecuencia salida Frecuencia de salida de los inversores Hz

Voc Voltaje de circuito abierto de los paneles V

Isc Corriente de cortocircuito de los paneles A

Vmpp Voltaje de máximo punto de potencia V

Impp Corriente de máximo punto de potencia A

Coeficientes de Temperatura [Pmax, Voc, Isc]

Coeficientes de temperatura a Pmax, Voc y Isc %/°C

NOCT Temperatura de operación nominal de la celda °C

Configuración en la conexión

La forma como se conectan los inversores a la red

Eff. Inversores Eficiencia de los inversores %

Eff. Paneles Eficiencia de los paneles en la conversión de energía %

[1] p.u. = 8760 horas/año


Tabla 18 - Parámetros de las unidades de plantas eólicas




3 Es importante reconocer que hay un riesgo comercial asociado a la socialización constante de la información sensible para el devenir del mercado. En algunos países, las agencias de planificación hacen estudios que ponen a disposición de todos los agentes, en vez de solicitar directamente a los conectados información que podría poner en riesgo sus ingresos. Como la información es un bien público, ese sistema es eficiente y presenta una alternativa a la solicitud de información de manera directa.

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Datos meteorológicos históricos

Velocidad del viento m/s

Dirección del viento Grados

Temperatura °C

Densidad del aire kg/m3

Potencia nominal Potencia nominal de salida de los inversores MW

Capacidad efectiva neta Capacidad efectiva neta en el punto de conexión MW

Tensión nominal Voltaje nominal en el punto de conexión. kV

Indisponibilidad Indisponibilidad p.u. [1]


Frecuencia salida Frecuencia nominal y rango de frecuencia Hz

Esquema de conexión Diagrama de conexión

Rango de velocidad Rango de velocidad del viento para generación m/s

Factor de capacidad promedio

Factor de capacidad promedio esperado %

Re Resistencia del estator p.u.

Xe Reactancia del estator p.u.

Xm Reactancia magnetizante p.u.

Rr0 Resistencia de arranque del rotor p.u.

Rr Resistencia en operación del rotor p.u.

Xr0 Reactancia de arranque del rotor p.u.

Xr Reactancia en operación del rotor p.u.

Curva de potencia del generador

Curva de potencia del comportamiento del generador

Topología del inversor

Curva de potencia del inversor

[1] p.u. = 8760 horas/año


Toda información referente a datos meteorológicos históricos debe ser suministrada con un horizonte mínimo de 10 años con una resolución no mayor a 1 hora (para conexión debe suministrar adicionalmente un mínimo de 1 año completo correspondiente a datos medidos en el sitio con una resolución no mayor a 10 minutos). Estos datos podrán ser estimados con fuentes de información secundaria que tengan alta correlación y sean representativos.

Posición en el CR

Esta propuesta se debe adicionar al “Apéndice 1” del Código de Planeamiento, el cual referencia la información estándar a suministrar por los usuarios. Desde allí, la información hará parte del planeamiento del STN, aportará la información necesaria para el planeamiento energético propuesto anteriormente, y complementará el proceso del estudio de conexión.

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Las ventajas y desventajas de la propuesta de información de plantas no convencionales son:

Tabla 19 - Ventajas y desventajas de la recomendación


Disponibilidad de la información específica de cada tipo de generación

Información sujeta a modificación constante que implica actualizaciones del código de planeamiento

Información suficiente y disponible para el planeamiento energético

Dificultad por parte de los desarrolladores de proyectos de generación en dar información específica en etapas de diseño y/o prefactibilidad.

Disponibilidad de información más detallada del sistema

Facilidad en estudios y simulaciones al contar con información completa


Con el propósito de dar entrada a las fuentes no convencionales en el SIN, las ventajas de la propuesta de información son más representativas que las desventajas aquí planteadas, siendo las desventajas factores a mejorar en la propuesta más que características que desmotiven la solicitud de información.

Se considera que las desventajas se pueden atacar desde la Fase II de esta propuesta, en donde mediante manuales o guías, esta información a solicitar para plantas de diferentes categorías se irá actualizando de forma más eficiente y segura.

Acciones necesarias

Se debe coordinar con la UPME la suficiencia de la información estándar propuesta como Tabla 18 y Tabla 19 y hacer los cambios necesarios para que la información allí consignada permita llevar a cabo las funciones dentro del estudio de conexión y dentro del planeamiento del STN.

3.6. Complemento del Plan de Expansión de referencia


Para el desarrollo del Plan de expansión se deben cumplir con los criterios definidos por el Ministerio de Minas y Energía establecido en la resolución MME 181313 de 2002, y corresponde a la UPME, como entidad delegada de esta actividad, definir la metodología a seguir. No obstante, desde el punto de vista de la regulación, el proceso de planeamiento cobra interés para que las inversiones futuras sean eficientes.

La eficiencia debe entonces ser medida por la efectividad de las inversiones para reducir los costos totales de la transmisión. Siendo los costos:

• Costo incremental de atender el crecimiento de la demanda.

• Costo de las pérdidas.

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• Costos de restricciones.

En este sentido, se propone definir los siguientes criterios para ser considerados por la UPME en su ejercicio de la planeación del sistema de transmisión nacional:

Disminución de pérdidas:

Las pérdidas del Sistema de Transmisión Nacional se calculan hora a hora y no son una variable económica que se incluya en la minimización de costos del despacho.

El nivel de pérdidas en el STN no es información pública por lo cual se recomienda la realización de un seguimiento detallado y de la elaboración de un estudio específico por parte del planeador (UPME), considerando los niveles de cargabilidad de los elementos del sistema de transmisión nacional, los rangos de operación de las tensiones y la disposición en cada área de suficientes elementos de gestión de la potencia reactiva, entre otros elementos que la UPME considere pertinentes para tomar decisiones al respecto.

Para que la UPME pueda realizar el estudio recomendado, se sugiere que el operador del sistema (XM) incluya en sus informes mensuales de operación el comportamiento de las pérdidas del STN, clasificándolo por áreas, horas y tensiones en barras de referencia de cada área. Adicionalmente, el informe de pérdidas del CND podría discriminar:

• Energía empleada para las subestaciones del STN y STR.

• Otro tipo de agentes que usen energía que toman del STN y que se esté clasificando como pérdidas del STN.

• Las pérdidas en líneas del STN.

• Las pérdidas en transformadores del STN.

Disminución de restricciones:

La gestión de las restricciones en la operación está a cargo del CND, que en las diferentes etapas del planeamiento operativo eléctrico va determinando los niveles de restricciones sobre los cuales realiza el despacho económico. Las generaciones obligadas se clasifican en generaciones de seguridad operativas y las generaciones de seguridad eléctricas. Las primeras involucran el cumplimiento de los criterios de operación del sistema, las segundas la verificación de cargabilidad de los elementos.

Hay dos aspectos relevantes en torno a las restricciones, la primera es como se determinan y la segunda como se asignan los sobrecostos. Para el planeador resulta importante disponer esta información para evaluar si se justifica proponer obras.

En este sentido, se recomienda que el informe trimestral de restricciones sea público y que se indique explícitamente lo siguiente, entre otros posibles:

• Cuáles generaciones son de carácter operativo y cuales son eléctricas

• Cuál es el activo asociado a una restricción eléctrica

• Si una restricción eléctrica u operativa puede ser solucionada por una o varias plantas. Si la restricción eléctrica puede ser solucionada por más de una planta indicar si las plantas que solucionarían el problema son de un mismo propietario o de diferentes propietarios.

• Identificar el fundamento de la generación de seguridad, evitando que restricciones que puedan tener más de un origen sean analizadas tanto por el operador del sistema como por la UPME, por ejemplo:

El operador del sistema determina la necesidad del despacho de la Planta X para mantener tensiones en un área eléctrica, constituyendo una generación de seguridad.

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El planeador determina un Proyecto que permite solucionar el problema de tensiones, el cual lo incorpora en el Plan de Expansión.

Una vez entra en operación el Proyecto, se requiere prender la Planta X por consideraciones de estabilidad del STN.

En conclusión, al no haber considerado que los dos criterios estaban sobrepuestos, se propuso un proyecto que no solucionó integralmente la restricción del sistema.

• Previo a que el CND identifique las alternativas para el levantamiento de las restricciones, se reúna el CND y la UPME en conjunto y analicen cuales son los motivos que originan las restricciones, e igualmente acuerden las condiciones con las cuales el CND debe determinar los proyectos de eliminan o disminuyen las restricciones

• En el largo plazo se recomienda que una de las alternativas, especialmente para el caso de tensiones o transferencias entre áreas, se permitan soluciones que optimicen el costo de las restricciones mediante la participación de los generadores en subastas, u otro tipo de alternativas que permitan la venta de servicios (generación de potencia reactiva, generación de potencia activa, instalación de almacenamiento de energía, entre otros).

Al revisar la Resolución CREG 062 de 2000 se observa que no hay consistencia entre los tiempos de indisponibilidad de los subsistemas del STN empleados para determinar las restricciones y las disponibilidades requeridas para el cumplimiento de la calidad del STN. Por tanto, se recomienda que exista un alineamiento entre los niveles de calidad exigidos a los propietarios de los activos del STN y la metodología para determinar los niveles de restricciones (por ejemplo: si un grupo o subsistema de activos supera la indisponibilidad regulatoria, se le asignen parte o todos los costos de generación asociados a tal indisponibilidad al agente responsable).

Posición en el CR

Numerales 5 y 7 del actual Código de Planeamiento.



Incorporación criterio de disminución de pérdidas


Información de carácter público

• Garantiza la transparencia • NA

Seguimiento detallado

• Permite conocer el origen de las pérdidas como señal de expansión y focalizar las soluciones.

• Requerimiento de tiempo adicional para la UPME.

Incorporación criterio de disminución de restricciones

Ampliar la información de los informes de restricciones

• Permitir que la UPME disponga de información para identificar cuales restricciones puede gestionar, con cuales debe convivir y cuáles son los posibles costos de esas restricciones.

• Garantiza la transparencia

• Requerimiento de tiempo adicional para la UPME y XM (CND).

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Incorporación criterio de disminución de pérdidas


Alineamiento entre los niveles de calidad exigidos a los propietarios de los activos del STN

• Optimizar el valor económico del Plan. • NA


Los tiempos adicionales requeridos tanto en XM como en la UPME son menores, lo cual no implicaría mayor desgaste dentro de las instituciones, dado que la información existe y algunas de las tareas son existentes, este incremento de tiempo es menor. Por lo anterior, la propuesta implica mayores ventajas en su aplicación.

Acciones necesarias

Involucrados

UPME, CREG, XM (CND), TN

Estudios técnicos



a) Se requiere que el operador del sistema (XM) incluya en sus informes mensuales de operación el comportamiento de las pérdidas del STN, clasificándolo por áreas, horas y tensiones en barras de referencia de cada área. Adicionalmente informe de pérdidas del CND se propone discriminar:

• Energía empleada para las subestaciones del STN y STR.

• Otro tipo de agentes que usen energía que toman del STN y que se esté clasificando como pérdidas del STN.

• Las pérdidas en líneas del STN.

• Las pérdidas en transformadores del STN.

b) Se requiere que los informes trimestrales de restricciones sean públicos y que se indique explícitamente lo siguiente, entre otros posibles:

• Cuáles generaciones son de carácter operativo y cuales son eléctricas

• Cuál es el activo asociado a una restricción eléctrica

• Si una restricción eléctrica u operativa puede ser solucionada por una o varias plantas. Si la restricción eléctrica puede ser solucionada por más de una planta indicar si las plantas que solucionarían el problema son de un mismo propietario o de diferentes propietarios.

• En el largo plazo se recomienda que una de las alternativas, especialmente para el caso de tensiones o transferencias entre áreas, se permitan soluciones que optimicen el costo de las restricciones mediante la participación de los generadores en subastas, u otro tipo

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de alternativas que permitan la venta de servicios (generación de potencia reactiva, generación de potencia activa, instalación de almacenamiento de energía, entre otros).

c) Se requiere modificar el Anexo No.1 de la resolución CREG 062 de 2002 para que los límites de disponibilidad esperada de los Activos de Uso del STN y de los Activos de Conexión a este sistema sean acordes con los tiempos establecidos en la metodología de remuneración de ingreso de los transportadores.

d) Se requiere complementar la resolución CREG 011 de 2009 o incluir en la nueva metodología de remuneración de la actividad de transmisión la identificación de los activos que conforman un subsistema.

3.7. Planeamiento energético


Con la inserción de las fuentes intermitentes no convencionales, dada la naturaleza de su diseño y su funcionamiento, se hace necesario incluir la etapa de "planeamiento energético" en el Código de Planeamiento como una de las consideraciones para el desarrollo del Plan de Expansión de Referencia, debido a que éstas responden a una disponibilidad energética, además de a una demanda de potencia en el momento de determinar su tamaño y su viabilidad. Adicionalmente, un análisis energético permitirá identificar oportunidades de construcción de proyectos según disponibilidad de energía y evaluar el impacto de las fuentes intermitentes a la cobertura de la demanda anual.

El análisis energético es una práctica ya implementada en el desarrollo del Plan de Expansión de Referencia que no está reglada por este código, lo cual expresa la necesidad evidente de incluirlo en la regulación.

Se propone la inclusión de una etapa de planeamiento energético para la elaboración del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia, el cual dispondrá de la información solicitada en los apéndices I y II (Modificados para análisis energético) y que tendrá funciones (no limitadas a éstas) como:

• Evaluación de impacto energético sobre la red en los estudios de conexión.

• Viabilidad técnica de los proyectos tanto propuestos como subastados, según disponibilidad energética del recurso.

• Determinar la necesidad de almacenamiento de energía en regiones con condiciones típicas de indisponibilidad (por ejemplo, región Caribe), y en general para evaluación del almacenamiento químico y mecánico.

• Como apoyo para la operación de los mercados ante la entrada de fuentes intermitentes.

Posición en el CR

Se propone la inclusión de este análisis en el numeral 7 “Plan de expansión de referencia (STN)” y el concepto puede extenderse hasta el estudio de conexión en la viabilidad energética de los proyectos.


A continuación, se presentan las principales desventajas y desventajas del planeamiento energético en el código de planeamiento:

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Tabla 21 – Ventajas y desventajas del planeamiento energético


Disponibilidad de información energética detallada tanto de recurso como de demanda

Coordinación con los involucrados

Evaluación del impacto energético de las fuentes intermitentes

Incertidumbre de las funcionalidades de los sistemas de almacenamiento en la medida que evoluciona la tecnología

Apoyo al planeamiento de mercados con fuentes intermitentes

La coordinación de los involucrados puede ser gestionada por la UPME sin mayor dificultad. Con respecto a la incertidumbre de algunas tecnologías, como el caso del almacenamiento, dentro de las propuestas de este documento, se incluyó una metodología para la inclusión de estas tecnologías.

El planeamiento energético es una actividad existente y funcional en la práctica, por lo que su necesidad está definida. Por tanto, sus desventajas solo están orientadas a los principales retos que para hacerlo se requieren, y no a la desmotivación de dicha propuesta.

Acciones necesarias

Para implementar la presente propuesta al código de redes se requiere una consulta directa al planeador UPME sobre sus requerimientos de información adicional, proveniente tanto de usuarios nuevos como de usuarios en operación, que le permita un desarrollo óptimo del análisis energético. Esta información adicional podrá ser agregada en los apéndices I y II del Código de Planeamiento, o en su defecto acorde con el procedimiento de información vigente.

También se requiere, en coordinación con la UPME, identificar los resultados esperados del estudio y las funciones adicionales que deberá cumplir este análisis.

3.8. Procedimiento para el estudio de la conexión


• Promover la interacción entre los Usuarios del STN, la UPME y los Transportadores con respecto a cualquier propuesta de desarrollo en el sistema del Usuario que pueda tener un impacto en el funcionamiento del STN.

• Establecer un procedimiento para quién se le otorga primero el punto de conexión.

A continuación, se presenta un diagrama con la propuesta del procedimiento para el estudio de conexión, seguidamente se describe el procedimiento.

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Ilustración 4 - Procedimiento para el estudio de conexión - EC


Solicitud de

confirmación de

alternativas de

conexión al TN u

OR

En caso de

requerirse,

realización de

visita técnica

Establecimiento de

requerimientos

técnicos

1 2 3 4 5 6 7

Inicio del

procedimiento de

conexión ante

UPME

Envío de información

siendo explícito en

definir si hay o no

espacio

TN u OR informa

a UPME el

cumplimiento de

cada paso y de

los procesos que

está atendiendo

Realización del

EC

Emisión del

concepto por

parte del TN u

OR. Envío a

UPME

En caso de

requerirse, el

tercero

interesado

realiza estudios

adicionales

Firma del CC,

selección del

representante y

establecimiento de

garantías

8 9 10 11 12

UPME publica el EC

para comentarios de

terceros

Emisión del

concepto UPME

TN u ORUsuarioUPMETerceros interesados

53

Descripción del procedimiento:

1. Inicio del procedimiento de conexión: El usuario o potencial usuario mediante comunicado radicado ante la UPME informa la capacidad requerida, las alternativas de puntos de conexión identificadas, la ubicación del Proyecto, la calidad de usuario (generador, usuario no regulado, TN, OR, potencial usuario u otro), el transportador o los transportadores involucrados, y si es del caso solicita la información del sistema para realizar los estudios requeridos según el formato que la UPME defina (compromiso de buen uso de la información). UPME da trámite al TN(s) u OR(s) en un término de máximo 1 mes a partir de la radicación del comunicado de solicitud incluyendo el envío de la información solicitada por el potencial usuario.

Los tiempos sugeridos en este proceso serán contabilizados a partir de la entrega de la solicitud de conexión a conformidad de la UPME.

La UPME podrá desarrollar los formatos que considere necesarios para la presentación de la solicitud de conexión.

UPME podría sugerir estudiar otras alternativas de conexión.

En cualquier caso, se puede involucrar a la SSPD, al enviar copia a dicha entidad de cada una de las etapas del proceso.

Con la entrega de la información la UPME le indica al usuario o potencial usuario las condiciones que debe contener el estudio (tipos de estudio, condiciones de demanda, condiciones de despacho, horizonte de análisis y otras que la UPME considere pertinentes), y los estudios de oportunidad de conexión que sean pertinentes según las alternativas presentadas por el usuario o potencial usuario, esta información se envía con copia a los TN(s) u OR(s). La información de los estudios y condiciones que se deben tener en cuenta para la presentación de las solicitudes de conexión puede ser reglamentada por la UPME, dependiendo del tipo de proyecto, como por ejemplo la propuesta presentada por esta entidad en septiembre de 2017:

Tabla 22 - Requisitos de las solicitudes de conexión

Fuente: UPME, presentación proyecto normativo “Por la cual se define el procedimiento para las solicitudes de conexión al SIN y la aprobación de proyectos relacionados con activos de uso de nivel 4”, septiembre de 2017

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2. El usuario o potencial usuario debe solicitar al TN(s) u OR(s) dueños de los puntos de conexión la confirmación de las posibles alternativas de conexión en un término máximo de un mes posterior a la respuesta de la UPME, la información de disponibilidad de espacio, y disponibilidad física para poder determinar si existe o no la capacidad de conexión, esto con el fin de determinar la viabilidad física de la conexión y la determinación de las obras requeridas incluyendo de forma preliminar los posibles costos de conexión, las condiciones para el establecimiento de estos dependen de si el TN es el único posibilitado para desarrollar obras o prestar ciertos servicios, o de si pueden ser asumidos directamente por el Usuario en las condiciones que se detallan en el numeral que aborda el tema del contrato de conexión en este documento.

El Usuario debe tramitar el compromiso de buen uso de la información desarrollado por el TN u OR. Este formato debe contener el compromiso de buen uso de la información que hará el dueño del punto de conexión a la información que entregue el usuario o potencial usuario.

3. En un término máximo de un (1) mes el TN u OR remitirá al usuario o potencial usuario la información solicitada siendo explícito en definir si hay o no espacio, y/o las acciones que se deben realizar para poder disponer del mismo, para permitir la conexión (se debe remitir con copia a la UPME). El no cumplimiento de este término o la respuesta ambigua será considerado un incumplimiento. El TN u OR indicará al usuario o potencial usuario la necesidad de requisitos adicionales y su justificación técnica.

4. En caso de requerirse algún tipo de visita del usuario o potencial usuario a la SE del TN u OR, para verificar la información entregada por el TN u OR, el usuario o potencial usuario debe solicitarla al TN u OR (cumpliendo con los requerimientos de HSEQ establecidos por el TN u OR).

a. La visita del Usuario o potencial usuario podría ser anterior a la entrega de la información por parte del TN u OR.

5. Es necesario que el TN u OR informe a la UPME el cumplimiento de cada uno de los pasos de cada uno de los procesos que está atendiendo en su sistema. Identificando al usuario o potencial usuario la fecha de solicitud de la información, la fecha de visitas y de la entrega de los EC.

6. Con base en la información entregada en el estudio de oportunidad de conexión el TN u OR y el usuario o potencial usuario deben analizar y establecer los requerimientos técnicos que viabilizan la conexión en un término de máximo tres (3) meses a partir de la entrega de información de parte del TN u OR. Si no se llegara a ningún acuerdo en el establecimiento de requisitos técnicos, la CREG en función de lo establecido en el artículo 73.8 de la Ley 142 de 1994, será la encargada de resolver el conflicto.

7. Una vez entregada la información por parte del TN u OR al usuario o potencial usuario, este podrá realizar directamente o a través del TN u OR o de un consultor el Estudio de Conexión, el cual debe presentar en un término máximo de tres (3) meses al TN u OR. Si el usuario o potencial Usuario no presenta el estudio en este término se asume que ha desistido de la solicitud. El estudio de conexión debe contener lo siguiente:

• Un capítulo donde se establezca la viabilidad física de la conexión y los requerimientos generales de obras y estudios. Los únicos motivos para rechazar el estudio deben ser de carácter técnico.

• Los análisis eléctricos indicados para la realización del Plan de Transmisión, estos son: análisis de estado estable, análisis de confiabilidad, corto circuito y en el caso de generadores análisis de estabilidad.

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• Si como resultado del estudio se requiere la ampliación o refuerzo de activos de uso del STN y sus impactos sobre terceros, por ejemplo, la necesidad de cambiar interruptores por incremento del nivel de corto circuito.

• El usuario o potencial usuario debe verificar la posibilidad de ejecutar las obras propuestas.

• Deberá clasificar los activos de uso en unidades constructivas según la vigencia de las resoluciones de la CREG.

• Adicionalmente el usuario o potencial usuario debe informar si está dispuesto a acometer las obras de los activos de uso en su totalidad o una fracción de las mismas con sus propios recursos.

• El usuario o potencial usuario debe indicar la fecha más temprana para su conexión, considerando en el caso de requerirse, los tiempos de ejecución de obras de refuerzo o ampliación del STN.

• Si la conexión implica la apertura de una línea de transmisión de uso, el usuario debe verificar las condiciones de los sistemas de comunicaciones y protecciones de los extremos de la línea para lo cual el usuario o potencial usuario deberá, previamente a realizar el EC, realizar una visita técnica.

• En el capítulo de viabilidad técnica de la conexión, entre otros aspectos relevantes, deberá presentar un informe de los ajustes a los sistemas de protecciones, comunicaciones, necesidad de ampliar el barraje, servicios auxiliares, necesidad de ampliar la casa de control, cambios o aspectos que en general debe considerar para realizar la conexión.

8. Emisión del concepto de conexión por parte del TN u OR, el cual incluye la viabilidad física de la conexión en un término máximo de tres (3) meses a partir de la fecha de recepción del EC.

El concepto del estudio de conexión debe ser enviado por parte del TN u OR a la UPME.

9. Una vez la UPME recibe el estudio de conexión lo pública para recibir por escrito comentarios de terceros por un término de quince (15) días contados a partir de la recepción del concepto de parte del TN u OR.

10. Dependiendo de los comentarios de los terceros interesados en caso de requerirse, la UPME indicará al tercero interesado, la necesidad de realizar una verificación del estudio o de verificación en campo, el tercero interesado deberá realizar los estudios que se requieran o suministrar las verificaciones en campo en un término máximo de cuarenta y cinco (45) días contados a partir de la fecha de cierre de comentarios a terceros interesados definida por la UPME.

11. Una vez la UPME revise el Estudio de Conexión incorporando los resultados de los comentarios de terceros, emitirá el concepto UPME en un término previamente adoptado por dicha entidad (mediante Resolución o circular), para lo cual considerará, la información suministrada en el último informe del TN u OR en lo referente a oportunidades de conexión, los resultados del estudio de conexión, los aportes de los terceros.

12. Si el concepto de UPME es aprobatorio, el TN u el OR debe firmar el Contrato de Conexión – CC, con el usuario o potencial usuario en el término máximo de tres (3) meses y en este mismo plazo elegir a un representante en los términos indicados en el procedimiento de conexión del Código de Conexión. Será responsabilidad del TN u OR, verificar si se requieren ajustes y/o cambios en la coordinación de protecciones ocasionada por la conexión del proyecto, de pruebas

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y coordinación entre el usuario o potencial usuario con los terceros involucrados en el punto de conexión.

a. Pasado el término definido por la CREG para firmar el contrato de conexión, perderá vigencia la aprobación por parte de la UPME y el usuario o potencial usuario deberá reiniciar el proceso.

b. En caso de que el TN u OR no establezcan el contrato de conexión sujeto a las condiciones determinadas en el estudio de factibilidad, será causal de incumplimiento y deberá ser reportado a la SSPD por parte del usuario o potencial usuario.

El usuario diferente al generador deberá establecer una garantía de cumplimiento, la cual cubre la entrada oportuna de la conexión o la entrada de la capacidad o energía solicitada por el usuario. Se sugiere que la garantía establecida sea proporcional a los consumos de energía o a la capacidad de conexión aprobada, o a la diferencia entre la capacidad utilizada y la solicitada en caso de que la capacidad usada sea inferior a la solicitada, es recomendable que la cobertura por no uso pleno de la capacidad solicitada sea proporcional al pago que debería haber hecho el agente o el usuario en el evento de usar la capacidad o la energía plena por un periodo máximo para lo cual se sugiere un (1) año a partir del cual el usuario podría solicitar liberar la capacidad excedentaria.

13. En caso de requerirse expansiones de parte del STN, si el usuario o potencial usuario está dispuesto a ejecutar tales obras, el usuario o potencial usuario debe establecer las garantías a que haya lugar, y suministrarlas a la UPME según lo prevea la normativa de la CREG en este sentido.

En caso de requerirse la ampliación o refuerzos del STN para la conexión del usuario o potencial usuario y si este no está dispuesto a asumir el costo, se deberá surtir un proceso de convocatoria y el usuario o potencial usuario deberá asumir los costos de la fracción de la misma según la evaluación beneficio costo realizada por la UPME, esta fracción se ajustará según los resultados de la Convocatoria y el usuario o potencial usuario podrá fijar un precio de reserva que le permita mantener o retirar su solicitud.

Posición en el CR

Numeral 8.del actual Código de Planeamiento




Procedimiento de conexión iniciando en UPME

Garantiza un proceso más neutral y transparente

Puede ser un proceso más extenso

Involucra la participación de terceros

Prevé los impactos sobre terceros

Permite asignar eficientemente los costos de la expansión a consecuencia de las conexiones

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Permite identificar previamente la viabilidad física de las conexiones

Facilita la tarea de la UPME en cuanto a la expansión del sistema

Elaboración propia

Pese a que el proceso es más extenso, la propuesta aporta elementos novedosos como la definición de tiempos máximos para cada paso, el establecimiento de acuerdos de buen uso de la información y el acompañamiento de la UPME a lo largo del proceso. Adicionalmente en el establecimiento de las alternativas de conexión se consideran los estudios de oportunidad de conexión entregados por los TN, y se involucran comentarios de terceros interesados, dejando previsto: Exigencia de representante, exigencia de garantías y establecimiento de costos de conexión y de requerimientos técnicos.

Acciones necesarias

Involucrados:

UPME, TN u OR, Usuario o potencial usuario, Terceros interesados

Estudios técnicos



Requiere por parte de la CREG armonizar la propuesta con aspectos de carácter comercial y precisar términos, y otros elementos de la propuesta (garantías).

3.9. Regulación de los servicios prestados por los sistemas de almacenamiento - Baterías


Los avances tecnológicos en almacenamiento, particularmente en baterías, están haciendo que las funciones que desempeñan sean más baratas y más accesibles para una gama más amplia de usuarios. Como resultado, el rango potencial de aplicaciones de almacenamiento está aumentando. Una mayor penetración, incluso a nivel residencial, permite que la tecnología se utilice de una manera mucho más desagregada y bajo el control de los consumidores. Esto ha llevado a cuestionamientos sobre si los marcos regulatorios existentes son lo suficientemente flexibles para soportar la integración de las tecnologías de almacenamiento.

Para aplicaciones en sistemas eléctricos, se ha encontrado posibilidades de utilización para el almacenamiento especialmente en regulación primaria, secundaria y marginalmente para la relajación de las restricciones de la red. En conclusión, lo que se ha encontrado respecto a la incursión de almacenamiento de energía en sistemas de transmisión es:

• El almacenamiento se debe tratar con un agente hibrido entre generación y demanda

• Cuando se comporte como demanda, debe cumplir los mismos requisitos de la demanda (protecciones, rangos de operación, entre otros) y cuando se comporte como generador debe

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cumplir los requisitos de generador (desviaciones de frecuencia, rampas, curvas P-Q, entre otros) – ENTSO-E

• Para facilitar la incursión del almacenamiento es necesario desarrollar el mercado intradiario y el mercado se servicios asociados a la generación (regulación primaria y secundaria – servicios de balance) donde las baterías puedan ofertar su capacidad y sus requerimientos

Dentro de las revisiones internacionales, de destaca ENTSO-E, quien establece respecto al almacenamiento:

Código de conexión:

Los módulos de generación de electricidad con almacenamiento por bombeo deberán cumplir todos los requisitos correspondientes tanto en el modo de generación como en el de funcionamiento por bombeo.

El funcionamiento de compensación síncrona de los módulos de generación de electricidad con almacenamiento por bombeo no estará limitado en el tiempo por el diseño técnico de los módulos de generación de electricidad. Los módulos de generación de electricidad de velocidad variable con almacenamiento por bombeo deben cumplir los requisitos aplicables a los módulos de generación de electricidad síncronos.

Código de emergencia:

Antes de la activación del esquema automático de deslastre de cargas por sub-frecuencia, y siempre y cuando la derivada de frecuencia lo permita, se activarán los servicios de gestión de la demanda de los proveedores de servicios en emergencia pertinentes y:

• Cambiarán las unidades de almacenamiento que funcionen como carga al modo generación a un valor de consigna de potencia activa establecido en el plan de emergencia del sistema, o

• Cuando la unidad de almacenamiento de energía no pueda cambiar con velocidad suficiente para estabilizar la frecuencia, desconectarán la unidad de almacenamiento de energía.

En el diseño del esquema automático de control de sobre-frecuencia y sub-frecuencia se tendrá en cuenta las capacidades de los módulos de generación de electricidad en lo que se refiere al modo de regulación potencia-frecuencia y de las unidades de almacenamiento de energía

Código de balance eléctrico

Las condiciones para los proveedores de servicios de balance:

• Definirán requisitos razonables y justificados para la provisión de los servicios de balance;

• Permitirán la agregación de instalaciones de demanda, instalaciones de almacenamiento de energía e instalaciones de generación de electricidad en una zona de programación para ofrecer servicios de balance

• Permitirán a los propietarios de instalaciones de demanda, terceros y propietarios de instalaciones de generación de energía, tanto de fuentes convencionales como renovables, así como a los propietarios de unidades de almacenamiento de energía, convertirse en proveedores de servicios de balance;

• Exigirán que cada oferta de energía de balance de un proveedor de servicios de balance sea asignada a uno o varios sujetos de liquidación responsables del balance para posibilitar el cálculo de un ajuste del desvío conforme

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El almacenamiento tiene el potencial de interactuar con todo el sector eléctrico y, por lo tanto, los marcos regulatorios aplicables se extienden desde las reglas que afectan la forma en que se utiliza el almacenamiento en el lado del cliente, a través de la regulación económica de las redes, hasta el uso del almacenamiento por un generador en el mercado mayorista. Nuevas tecnologías consideradas como activos para el sistema se caracterizan por cumplir una determinada función para el sistema, lo que los clasifica regulatoriamente por esta misma función. Las baterías, al tener la posibilidad de prestar más de un servicio al sistema, pueden estar orientadas regulatoriamente a su clasificación por servicios.

La inclusión de las baterías en el SIN traer grandes posibilidades para el sistema, dadas por los posibles servicios expuestos anteriormente. La propuesta en esta fase es que desde el código de planeamiento se estudie su viabilidad y oportuna inclusión dentro de él, utilizando la misma metodología presentada para FNCER, con el fin de establecer su viabilidad, beneficios y condiciones económicas.

Como se ha mencionado anteriormente, algunos de los principales servicios que podrían prestar las baterías, sin estar sujetos a éstas y únicamente definidos y/o restringidos por las posibilidades de la electrónica de potencia son:

Se propone entonces que las baterías sean consideradas dentro de la regulación por los servicios que prestan, por lo que se deben establecer desde el planeamiento unos requisitos para cada servicio, de tal manera que proyectos de almacenamiento mediante baterías deberán cumplir con los requisitos de cada servicio que desee prestar, abriendo así tanto las posibilidades claras para su entrada, como un mejor control sobre la confiabilidad del sistema.

La información básica que debe solicitarse desde el planeamiento, sin estar atada a esta y sujeta a complemento de UPME, CREG, CNO y cualquier otro interesado, es mostrada en la siguiente tabla:

Tabla 24 - Parámetros de las unidades de almacenamiento químico




Función Servicios que ofrece la batería

Capacidad Capacidad de la batería kW–MW (Ah)

Tecnología Tecnología para el almacenamiento

Rangos de operación Rangos de operación de frecuencia y tensión

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Voltaje nominal Voltaje nominal en el punto de conexión. kV

Profundidad de descarga Profundidad de descarga %


Vida útil Vida útil expresada en ciclos Ciclos

Frecuencia salida Frecuencia nominal y rango de frecuencia Hz

Esquema de conexión Diagrama de conexión

Otras tecnologías para el almacenamiento deben ser consideradas dentro del planeamiento de la expansión del sistema, principalmente:

• Hidráulica de bombeo (100 – 5000 MW)

• Volantes de inercia (0.002 – 20MW)

• CAES (Compressed Air Energy Storage) (100 – 300 MW)

• Súper capacitores (0.01 – 1 MW)

• Bobinas superconductoras (0.01 – 10MW)

Desde el punto de vista de la conexión, los sistemas de baterías al funcionar mediante tensión DC requieren tratamiento de señales e inversión en su forma de onda para conectarse a los SIN. El establecimiento de los requisitos mínimos para la electrónica de potencia, de forma que éstos aseguren confiabilidad y seguridad al sistema, fomentará que proyectos de almacenamiento de energía aporten al mejoramiento de las características del sistema, así como a la prevención de eventos asociados a la intermitencia de FNCER.

Para la conexión de bancos de baterías al STN y STR, se deben establecer los requisitos mínimos para quipos reguladores, inversores y generales de la electrónica de potencia; estas condiciones deben estar en concordancia con normas internacionales como IEC 62109, IEC 61727, IEC 62116, UL1741, y IEEE1547. Estos requisitos deben contener, como mínimo, requerimientos de rampas operativas, protección, supervisión y control, así como requerimientos relacionados con la calidad de energía interpuestos por el OR correspondiente.

Por otra parte, se propone que cuando un banco de baterías vaya a funcionar como complemento a la generación intermitente, y este pretenda prestar este único servicio, deban ser cumplidos tanto los requerimientos de conexión de generación como requisitos para el almacenamiento. Adicionalmente, las características de dicha planta deberán ser consideradas más confiables y beneficiosas para el sistema.

Posición en el CR

Se propone incluir la parte de la propuesta orientada al CP en el numeral “7 Plan de expansión de referencia”, y en sus Apéndices I y II en lo que respecta a la información requerida.

En cuanto a la parte de la propuesta orientada al CC, se propone añadir en este un numeral “7.8 Inversores y reguladores”, que incluya requisitos técnicos generales para la conexión de estos equipos al sistema, y que estos apliquen a toda conexión proveniente de tensión DC, tal como fuentes intermitentes de energía y sistemas HVDC.


A continuación, se presentan las ventajas y desventajas de la propuesta:

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Tabla 25– Ventajas y desventajas de la recomendación


Complemento ante la entrada de fuentes intermitentes, que permite agregar confiabilidad y seguridad

Grandes costos por la naturaleza de la tecnología

Cobertura de necesidades en zonas críticas del país Complejidad, al ser un elemento único con características diferentes a las convencionales

Apertura ante más fuentes de energía NA

Tratamiento de la demanda con propósitos de optimización económica

NA

Requerimientos cubrirán diferentes tecnologías que también requieran tratamiento de señales

NA

Asegurando la conexión segura de baterías en el sistema se abren a varios servicios

NA

La principal ventaja de los sistemas de almacenamiento químicos viene dada por la electrónica de potencia, la cual ubica a estos elementos en todos los sectores de un SIN, permitiendo desempeñar fácilmente diferentes funciones para el sistema, de donde parten las ventajas de flexibilidad y complemento a la intermitencia. Por estos motivos se considera apropiada la adopción de baterías en el SIN junto con las FNCER. Los grandes costos de las baterías y la complejidad en cuanto a electrónica de potencia son las principales barreras a la entrada de baterías en el sistema, sin embargo, su inminente adopción hace necesaria la consideración de esta propuesta.

Acciones necesarias

• Estudios para definir requisitos de equipamiento de electrónica de potencia en alta tensión.

• Verificación con el operador y el planeador del sistema de la metodología propuesta, con el fin de establecer si los requerimientos son suficientes para mantener una adecuada supervisión confiabilidad en la operación del sistema.

• Estudios de viabilidad en el sistema a través del planeador.

• Estudios de mercado para remuneración por servicios.

• Estudio de conexión mediante inversores, estableciendo así las características mínimas.

3.10. Conformación del CAPT


El actual Código de Planeamiento, en su capítulo 7 “Plan de expansión de Referencia”, establece la conformación de un Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT) con el fin de compatibilizar criterios, estrategias, metodologías e información para la expansión del STN y el cual está conformado por un (1) representante de las empresas de generación, un (1) representante de las empresas de distribución, tres (3) usuarios catalogados como grandes consumidores o de acuerdo a la

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regulación usuarios no regulados, tres (3) representantes de las empresas de comercialización y tres (3) representantes de las empresas de transmisión.

Teniendo en cuenta la entrevista y el cuestionario desarrollado por el CAPT para esta consultoría, se recomienda modificar la conformación de los participantes del CAPT y su elección de la siguiente forma:

Alternativa 1:

En la primera reunión anual convocada por la UPME para el CAPT, permitir la participación abierta de cualquier tipo de agente. En este primer Comité, se deberán elegir los asistentes permanentes que conformaría el CAPT, sin detrimento de quien no pueda participar continuamente, pueda hacerlo previa solicitud formalmente a la UPME. Tal elección se hará según voluntariamente decida serlo, con el compromiso de que los seleccionados deberán asistir permanentemente.

Alternativa 2:

I. Conformación de los miembros del CAPT: n representantes de las empresas de generación donde n corresponde al menos un representante de cada tecnología que esté operando en el mercado, dos (2) representantes de las empresas de distribución, tres (3) usuarios no regulados, dos (2) representantes de las empresas de comercialización y tres (3) representantes de las empresas de transmisión. En la siguiente tabla se presenta una comparación entre la composición actual del comité y la propuesta del consultor:

Tabla 26 - Composición del CAPT

Representante Actual Propuesta Consultor

Generadores 1 n

Distribuidores 1 2

Usuarios No Regulados 3 3

Comercializadores 3 2

Transmisores 3 3

Elaboración propia

Modificar los procedimientos para la elección anual de los representantes de los generadores, distribuidores y usuarios no regulados en el Comité, así:

Los n representantes de las empresas de generación, donde n corresponde al menos un representante de cada tecnología que esté operando en el mercado, serán elegidos por mutuo acuerdo entre todos los generados de un tipo de tecnología, o en caso de no haber acuerdo se elegirá a la empresa de generación más grande en cada tipo de tecnología. Si la empresa ya cuenta con participación en el CAPT por otro de sus negocios, no podrá ser elegida, y se elegirá la siguiente más grande.

Los dos (2) representantes de la empresa de distribución, se elegirán entre los cinco (5) mayores operadores de red del país en relación con la energía vendida en su mercado, medida en GWh a diciembre 31 del año inmediatamente anterior. Si la empresa ya cuenta con participación en el CAPT por otro de sus negocios, no podrá estar entre los 5 candidatos iniciales. La elección final se realizará por voto mayoritario otorgado por los Operadores de Red que participen en el mercado de energía mayorista al momento de la votación.

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Los tres (3) representantes de los usuarios no regulados se realizará así: el primer integrante será el UNR con mayor demanda anual de energía (medida en GWh a 31 de diciembre del año anterior); y los otros dos representantes se elegirán de acuerdo con el procedimiento que deberá definir la UPME.

Los dos (2) representantes de las empresas de comercialización se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente de la Demanda abastecida (Medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante, su tamaño, no harán parte de las elegibles como representantes de los Comercializadores.

Los tres (3) representantes de las empresas de transmisión. Estos se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente de su porcentaje de participación en la propiedad de activos del STN (Valorados a "Costos Unitarios" a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante, su tamaño, no harán parte de las elegibles como representantes de los Transportadores.

Para las dos alternativas se propone que los participantes del Comité deberán contar con suficiente formación y experiencia para contribuir efectivamente a las discusiones y recomendaciones del CAPT. Adicionalmente, los participantes deberán contar con suficiente autoridad para la toma de decisiones acordes con la misión del CAPT, para lo cual deberán presentar la autorización del representante legal del agente que están representando.

En caso la empresa no cuente con el perfil solicitado dentro de su personal, podrá tener el acompañamiento de un profesional externo a la compañía que cumpla el perfil.

Se recomienda hacer partícipe a la academia en el CAPT, de tal forma que desde sus capacidades investigativas puedan dar respuestas a las necesidades y/o problemáticas que se llegaran a presentar en el planeamiento del Sistema de Transmisión Nacional.

Por último, se recomienda complementar las funciones del CAPT así:

• Revisar en el seno del CAPT los informes trimestrales de restricciones desarrollado por el CND.

• Revisar las recomendaciones del planeamiento operativo eléctricos de largo plazo desarrollado por el CND.

• Revisar anualmente la metodología de elaboración del plan de expansión y realizar los comentarios y recomendaciones que considere pertinente a la UPME

• Analizar las condiciones preliminares del desempeño eléctrico del sistema de transmisión nacional para establecer el caso base.

• Realizar recomendaciones sobre las condiciones que deben ser consideradas en los análisis para la realización del Plan de Expansión sobre temas relacionados con la demanda, el despacho y el tratamiento de las conexiones, entre otros.

• Realizar comentarios y recomendaciones sobre el Plan Preliminar de Expansión presentado por la UPME, según sea necesario.

• Realizar tareas de seguimiento en la ejecución del Plan de Expansión y sobre los proyectos asociados al STN.

• Otras que tengan incidencia en la ejecución del Plan de Expansión.

Posición en el CR


64




Cambio en la conformación del CAPT

Alternativa 1:

• Ampliar la participación

• Promueve el equilibrio en el comité con la participación de nuevos miembros

• Agiliza la conformación del CAPT

Alternativa 2:

• Busca mayor participación de miembros con una problemática más directa con el STN

Alternativa 1:

• Tener un comité con demasiados miembros que dificulten el desarrollo de las funciones del CAPT

Alternativa 2:

• Tiene una participación más restringida

Definición e inclusión de funciones

• Orienta las líneas de acción del CAPT al desarrollo del PT

• Garantiza que se analicen los aspectos que orientan la expansión del sistema

• Se puede interpretar como la limitación de las funciones solo en los aspectos citados taxativamente

Requisito del perfil de los miembros del CAPT

• Garantiza la pertinencia de los participantes de las discusiones del CAPT

• El sector no cuente con suficiente personal con los perfiles solicitados

Elaboración Propia

Acciones necesarias

Involucrados

UPME, Empresas de generación, Empresas de distribución, Usuarios no regulados, Empresas de comercialización, Empresas de transmisión.

Estudios técnicos



Para la implementación de esta modificación se requiere de la actualización del capítulo 7 de Código de Planeamiento, el texto correspondiente a los cambios en la conformación del comité, la metodología de elección de los miembros, los requisitos profesionales de los representantes y la especificación de sus funciones.

3.11. Consideraciones para nuevas tecnologías


Ante la apertura tecnológica de la matriz de generación mundial, nuevas tecnologías como plantas mareomotrices, geotérmicas u offshore que no son esperadas en el corto plazo en la matriz de

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generación colombiana, deben considerarse en una primera instancia en el código de redes, donde se permita una adopción eficiente de nuevas las tecnologías, dando flexibilidad al CR como respuesta rápida a estos nuevos proyectos.

Se propone incluir en el código de conexión que:

Si dentro de las propuestas de generación se incluyen temas para la incorporación de nuevas tecnologías, las propuestas deberán estar acompañadas de los estudios técnico-económicos que demuestren la conveniencia de su implementación en el STN durante la etapa de planeamiento del proyecto.

Cuando existan proyectos o convocatorias aprobados, para los refuerzos o extensiones en la generación, en los sistemas nuevos o en el desarrollo de los existentes, y estos contemplen tecnologías, equipos o instalaciones basados en nuevas tecnologías que no hayan sido objeto de regulación dentro del Código de Redes tales como convertidores AC/DC, líneas HVDC o FACTS o no se hayan tenido en cuenta en los acuerdos del CNO. La entidad delegada por el MME para las convocatorias, junto con el transportador propietario del punto de conexión y el CND deberán establecer los requerimientos de conexión en línea con lo establecido en el CC. El promotor del proyecto deberá pagar los costos asociados a estudios adicionales.

El promotor del proyecto deberá considerar dentro de sus estudios tanto los requisitos generales dispuestos en el CC como requisitos inherentes a la tecnología que se dispongan en el CC. Los estudios previos deberán estar en condición de:

• Identificar las características técnicas genéricas de los equipos.

• Establecer los parámetros técnicos que permitan realizar las simulaciones de estado estable y dinámicas para verificar el desempeño eléctrico dentro del STN.

• Identificar el marco normativo respecto a las características que deben cumplir los equipos en un marco internacional.

• Justificar técnica y económicamente la utilización de dichas tecnologías y que permitan llevar a cabo las simulaciones necesarias que demuestren su óptimo funcionamiento dentro del STN.

• Identificar e informe de forma explícita la compatibilidad de las nuevas tecnologías con las tecnologías existentes en el o los puntos de conexión.

• Identificar las necesidades de requerimientos de coordinación, supervisión o control específicos.

• Identificar los tiempos de mantenimientos requeridos.

Posición en el CR

De forma general en el numeral 8 “Requisitos particulares para la conexión de generadores al STN” del CC.


Tabla 28 – Ventajas y desventajas de consideraciones para nuevas tecnologías


Flexibilidad del CC ante proyectos con nuevas tecnologías

Solicitud abierta a interpretaciones con poco detalle en los requerimientos

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En cualquier caso, se va a requerir una futura inclusión dentro del código de redes


Acciones necesarias

Realizar consultas con CND, CNO e involucrados, para establecer propuestas en conjunto que deben ser evaluadas y aprobadas por la CREG para la realización de estudios respecto a estas nuevas tecnologías.

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4. Recomendaciones del Código de Conexión – Fase I

4.1. Ajuste de los términos utilizados en la sección de aplicación del CC


Esta y próximas recomendaciones del Código de Conexión se realizaron a partir del análisis de las disposiciones vigentes en la Resolución CREG 025 de 1995, la experiencia del Consultor, los comentarios recibidos de parte de los agentes y la propuesta Apoyo en la Integración y Mejoramiento de la Propuesta de Revisión del Código de Conexión desarrollada por IEB para el CNO y Fidupetrol S.A.

En la definición de usuarios a los que aplica el código de conexión aparece el término de grandes consumidores, término que debe reemplazarse por usuarios no regulados, esto en términos de lo dispuesto en la Resolución CREG 131 de 1998 sus modificaciones y de lo establecido en la Ley 143 de 1994.

Posición en el CR

El cambio de término se debe realizar en el numeral 3 del Código de Conexión.


Tabla 29 – Ventajas de ajustar los términos del CC


Armonización de la regulación N/A


La recomendación propuesta permite armonizar los conceptos del Código de Conexión y los de la Resolución CREG 131 de 1998.

Acciones necesarias

Involucrados

CREG


Armonizar la Resolución CREG 025 de 1995 con la Resolución CREG 131 de 1998

Estudios técnicos

No se requieren

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4.2. Discriminación por capacidad de los requisitos de conexión para generadores eólicos y fotovoltaicos


La entrada de fuentes no convencionales intermitentes al sistema trae consigo la necesidad de establecer en la regulación los lineamientos con los cuales se deben regir estas plantas durante la conexión al STN, éstos requerimientos se deben considerar respecto a la tecnología, sus características y limitaciones, por lo que es necesario establecer requisitos para cada tecnología.

Se propone la inclusión de requerimientos especiales para las plantas no convencionales, clasificados por tecnologías tales como eólicos y fotovoltaicos principalmente, especificando los estudios y responsabilidades de las entidades para consensuar tanto los requerimientos de información como requisitos de conexión que a este código corresponden.

Desde el CC se deben establecer requerimientos que sean compatibles con lo demandado en el CO y que permitan su cumplimiento de forma eficiente. Las siguientes son condiciones que las fuentes fotovoltaicas y eólicas deben cumplir, además de los requisitos generales para cualquier tipo de generación:

Tabla 30 - Requisitos de conexión de plantas eólicas y fotovoltaicas según categorías

Características Categoría A Categoría B Categoría C

Rangos de frecuencia y tensión X X X

Potencia activa – Control de frecuencia X X X

Respuesta rápida de frecuencia X

Requerimiento de rampas operativas de entrada y salida X X

Control de tensión X X

Capacidad de potencia reactiva X X

Comportamiento ante fallas X** X X

Control rápido de corriente reactiva X

Supervisión, control y comunicaciones

Requerimientos de supervisión de variables eléctricas

X X

Señales mínimas a supervisar X X

Supervisión de variables meteorológicas X* X

Requerimientos de control X* X

Requerimientos de calidad y disponibilidad X X

Protecciones X X X

*Requerimientos que dependen de la consideración del CND

** Requerimiento a estudiar, fundamentado desde estudios realizados por XM que indican condiciones del sistema indeseables (incluso actuación del EDAC) de no interponer requisitos de comportamiento ante fallas, eventos de frecuencia o tensión.

Las plantas de categoría B que decidan ser despachadas centralmente deben cumplir con los requisitos de categoría C.

69

En cuanto a requisitos de calidad de energía estudios han demostrado que, al ser una característica local que afecta al OR, el mismo deberá tener la potestad de interponer los requerimientos necesarios para mantenerse dentro de los límites establecidos en normas nacionales e internacionales.

Posición en el CR

Estos requisitos deben ser implementados en el numeral 8 “Requisitos particulares para la conexión de generadores al STN” del CC, sugiriendo que se disponga de un nuevo numeral 8.3 para requisitos de fuentes no convencionales, dentro del cual se establecerán los requerimientos por tecnologías en sub-numerales; o de la forma que la CREG lo considere conveniente.


Tabla 31 – Ventas y desventajas


Cubrimiento regulatorio de FNCER, incluyendo requisitos de conexión que clarifican la situación actual de las plantas solares

Especificidad muy detallada para plantas no convencionales conlleva a una actualización de requisitos generales para todo tipo de generadores

Exigencias regulatorias claras para cada tipo de tecnología

Alta inversión en sistemas de monitoreo de variables meteorológicas por parte del CND

Claridad sobre requisitos que estas plantas deben cumplir, lo que abre la expectativa de nuevos proyectos


Acciones necesarias

Para la implementación de esta propuesta se deben efectuar las siguientes actividades, sin limitarse a éstas:

• Socialización con principales entidades involucradas.

• Simulación de estabilidad del sistema para establecimiento tanto de características de supervisión y control, como de variables para el de ajuste de protecciones y controles de frecuencia y tensión.

• Estudios estadísticos que definan los errores aceptables en variables eléctricas y meteorológicas, así como de una metodología de predicción de plantas intermitentes para el sistema.

4.3. Descripción de los requisitos de conexión para generadores eólicos y fotovoltaicos por categorías


Con la inclusión de fuentes no convencionales en el CC, y una clasificación que permite definir características particulares por tamaño, se hace necesario que los requisitos de conexión demandados

70

a estas plantas sean de la misma manera clasificados según su impacto en el sistema y su viabilidad técnico-económica.

Se propone una descripción de los requisitos solicitados en la propuesta anterior, en la cual cada uno de ellos especificará su aplicación dentro de las categorías (A, B y C) presentadas anteriormente y establecerá las condiciones de aplicación.

Para el código de conexión, todo requerimiento de potencia e información referente al reporte de disponibilidad de potencia debe considerarse como “el valor entregado de potencia al sistema medido desde el PCC al STN o STR”.

Se aclara que el consultor considera que los parámetros más profundos y detallados de los requisitos de conexión no corresponden al regulador, se establecen unos requisitos mínimos y generales desde el objetivo de mantener la seguridad y confiabilidad del sistema, y se considera que los detalles de cada tipo de control o requisito no corresponden a este documento

La metodología utilizada para el desarrollo de esta propuesta fue basada principalmente en verificar la pertinencia de los requerimientos de la propuesta transitoria de XM (ya que ésta es basada entre otras en experiencia e información real del sistema colombiano), en donde por parte del consultor se evaluó y validó cada requerimiento presentado en dicha propuesta, y se desarrolló el ajuste correspondiente donde se consideró pertinente, con su respectiva justificación. A continuación, se describen las características propuestas.

4.3.1.1. Rangos de frecuencia y tensión

Los rangos de tensión y frecuencia que pueden mantener las plantas eólicas y solares, debido a la participación de la electrónica de potencia, suelen ser más amplios de lo requerido por cualquier sistema. Por esta razón resulta favorable que estos tipos de tecnologías ajusten sus parámetros a los que demanda el sistema de potencia donde se van a conectar. Por tal razón, se propone que los rangos de frecuencia y tensión exigidos a estas plantas sean:

Las plantas solares y eólicas conectadas al STN y STR deben tener la capacidad de operar en un rango de frecuencia de 57.5 Hz hasta 63 Hz, o los límites vigentes establecidos en el código de operación (y en la norma NTC 1340), cumpliendo con lo especificado en los numerales 8.2.2 Relés de frecuencia y 8.2.3 Ajuste de relés del Código de Conexión.

En condiciones de operación normal, las tensiones en las barras de Nivel I, II, III y IV no deben ser inferiores al 90%, ni superiores al 110% del valor nominal. Para la red de 500 kV la tensión mínima permitida es del 90%, y el máximo es del 105% del valor nominal.

4.3.1.2. Potencia activa y control de frecuencia

Los principales parámetros del control de frecuencia – potencia son la estabilidad, banda muerta, estatismo y tiempos de respuesta, y revisando requerimientos exigidos en la propuesta transitoria de XM se encuentra que:

• La estabilidad y la respuesta amortiguada del control de frecuencia – potencia es una condición naturalmente deseable para cualquier sistema de control, por lo que se encuentra que la exigencia de una respuesta estable apropiada para plantas de cualquier tamaño.

• El rango de porcentajes en el que puede ser configurable un estatismo implica el grado de aporte que va a tener un generador en el control primario de frecuencia, entendiendo que, a menor porcentaje de estatismo, contribuye a la regulación primaria con un mayor porcentaje de potencia. Por esta razón, la mayor exigencia se encuentra en bajos porcentajes de estatismo para generadores rotodinámicos, pero para el caso de fuentes intermitentes dependientes de un

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inversor, ésta característica pierde la correlación entre potencia y frecuencia, y permite establecer valores de estatismo desde el 0%. En la revisión internacional, se encuentran valores desde 0 y 2 % hasta 6 y 10 % según cada país. Por tanto, un rango entre el 2 y 6% permitiría al sistema contar con participaciones de sobre frecuencia técnicamente viables.

• La banda muerta de las plantas permite variaciones naturales de frecuencia en el sistema sin que actúen controles de frecuencia ante cualquier desviación. La importancia de una banda muerta configurable viene de una inherente necesidad de posibles ajustes en la actuación del control primario de frecuencia. Internacionalmente se considera que 30 mHz es un valor adecuado para mantener la calidad de la frecuencia, por lo que se encuentra este valor como apropiado.

• En cuanto a tiempos de respuesta, internacionalmente se han establecido exigentes tiempos desde el 1 al 10% de la Pn por segundo, hasta flexibles tomas de carga de 20 % por minuto. Adicionalmente, para estas plantas se encuentran tiempos de respuesta del control de frecuencia de hasta 10 segundos.

Mediante las anteriores justificaciones, el consultor considera apropiados los parámetros anteriormente nombrados, aclarando que su fijación en el código de redes depende tanto de simulaciones para confirmación de parámetros como un estudio profundo de mercado, confirmando disponibilidades y limitaciones económicas de la inversión. Dado lo anterior, se considera apropiada la propuesta transitoria de XM para control de frecuencia, permitiéndonos citar sus requerimientos a continuación:

Las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR, deben contar con un control de potencia activa/frecuencia que incluya una banda muerta configurable y un estatismo permanente ajustable que permita su participación en la regulación primaria de frecuencia del sistema, únicamente para eventos de sobre-frecuencia.

CATEGORÍA B

El control de potencia activa/frecuencia para plantas de categoría B debe cumplir con los siguientes requerimientos:

• Ser estable: las señales de salida del control deben ser amortiguadas en el tiempo ante señales de entrada escalón, para todas las condiciones operativas.

• El estatismo debe ser configurable en un rango entre el 4 % y el 6%

• La banda muerta debe ser configurable en un rango entre 0 y 120 mHz. Inicialmente se establece una banda muerta de 30 mHz.

• El ajuste de la función de control de frecuencia debe ser reportado por el agente antes de las pruebas de puesta en servicio. La función de control de frecuencia debe ser reajustada en caso de que en la operación se identifiquen riesgos a la seguridad del SIN.

• Los parámetros de ganancia y constantes de tiempo deben poder ser modificados para cumplir con criterios de estabilidad y velocidad de respuesta del SIN, teniendo en cuenta las características técnicas de las tecnologías disponibles.

• Los tiempos de respuesta de la potencia activa ante las variaciones de frecuencia, los cuales son adicionales a los definidos en la Resolución CREG 023 de 2001, deben ser 2 segundos máximo para el tiempo de respuesta inicial y 15 segundos máximo para el tiempo de establecimiento.

CATEGORÍA C

El control de potencia activa/frecuencia para plantas de categoría C, conectadas al STN y STR, deben cumplir con los siguientes requerimientos:

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• Ser estable: las señales de salida del control deben ser amortiguadas en el tiempo ante señales de entrada escalón, para todos los modos y condiciones operativas.

• El estatismo debe ser configurable en un rango entre el 2 % y el 6%

• La banda muerta debe ser configurable en un rango entre 0 y 120 mHz. Inicialmente se establece una banda muerta de 30 mHz.

• El ajuste de la función de control de frecuencia debe ser reportado por el agente antes de las pruebas de puesta en servicio. La función de control de frecuencia debe ser reajustada en caso de que en la operación se identifiquen riesgos a la seguridad del SIN.

• Los parámetros de ganancia y constantes de tiempo deben poder ser modificados para cumplir con criterios de estabilidad y velocidad de respuesta del SIN, teniendo en cuenta las características técnicas de las tecnologías disponibles.

• Los tiempos de respuesta de la potencia activa ante las variaciones de frecuencia, los cuales son adicionales a los definidos en la Resolución CREG 023 de 2001, deben ser 2 segundos máximo para el tiempo de respuesta inicial y 15 segundos máximo para el tiempo de establecimiento.

Adicionalmente, el control debe tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia activa de forma local o remota.

4.3.1.3. Respuesta rápida de frecuencia

Entendiendo la respuesta rápida de frecuencia como la contribución controlada del par eléctrico de una unidad que responde rápidamente a los cambios en la frecuencia para contrarrestar el efecto de la respuesta inercial reducida, se han encontrado estudios y artículos (e.g. “Synthetic inertia versus fast frequency response” IET journals) que sustentan que la respuesta rápida de frecuencia proveída por granjas eólicas mejora la calidad normal de operación de la frecuencia del sistema, y en caso de respuestas inerciales reducidas por aumento de la penetración de fuentes no sincrónicas, compensar la pérdida inercial. Por esta razón se considera la importancia de la respuesta rápida de frecuencia sea un requisito indispensable con la entrada de FNCER, por lo cual se propone referir a plantas de categoría C las sugerencias de XM en su propuesta transitoria.

CATEGORIA C

Únicamente para el caso de las plantas eólicas, conectadas al STN y STR, éstas deben contar con la funcionalidad de respuesta rápida de frecuencia a través de la modulación transitoria de la potencia de salida, cumpliendo con los siguientes requisitos:

• La funcionalidad debe activarse cuando la frecuencia alcance un valor igual o inferior a 59.85 Hz, contribuyendo con un aporte en potencia proporcional a la caída de frecuencia en razón a 12% de la potencia nominal de la planta de generación por cada Hertz. Este aporte deberá ser retirado automáticamente del sistema si la frecuencia entra al rango definido por la banda muerta del control frecuencia/potencia. En caso de que al cabo de 6 segundos la frecuencia no haya regresado al rango mencionado anteriormente se debe retirar el aporte adicional de potencia activa.

• El aporte adicional de potencia activa debe ser limitado a 10% de la potencia nominal del generador.

• Ante desviaciones de frecuencia mayores a 0.15 Hz y menores o iguales a 0.83 Hz (Desviación correspondiente a un aporte del 10% de la potencia nominal) con respecto a la frecuencia nominal el generador deberá alcanzar el aporte adicional en un tiempo igual o menor a 2 segundos contabilizados a partir de que se supere el umbral de activación de la funcionalidad. Esta característica deberá ser probada en las pruebas de puesta en servicio y notificada al CND.

73

• La función de respuesta rápida de frecuencia debe cumplir con los requisitos establecidos anteriormente mientras el generador opere al menos al 25% de su potencia nominal, de lo contrario, se debe reportar el valor de contribución y los tiempos de respuesta para valores de potencia inferiores al 25% de la potencia nominal de la planta de generación.

Los parámetros de esta funcionalidad (umbral de activación, velocidad de subida, tiempo de sostenimiento y tiempo de subida) deberán ser reevaluados por el CND de acuerdo a las condiciones operativas del sistema y las condiciones tecnológicas al momento de la revaluación.

4.3.1.4. Rampas operativas de entrada y salida

Referencias internacionales, como al artículo “Grid Code Requirements for Wind Power Integration in Europe” de la revista Hindawi muestran que, en cuanto a rampas operativas, países como UK o Dinamarca poseen rampas más estrictas y sugieren requerimientos por tamaño. Siguiendo esta referencia se proponen los siguientes requerimientos.

Las plantas eólicas y solares conectadas al STN y STR deben tener una rampa operativa para arranque y parada ajustable para el rango exigido en el código de operación. Este requerimiento de arranque y parada aplica siempre que esté disponible el recurso primario de generación.

CATEGORÍA B

Plantas de categoría B deben disponer de una tasa de arranque y parada ajustable en rangos < 10 % Pn/min (Potencia nominal por minuto)4.

CATEGORÍA C

Plantas de categoría C deben disponer de una tasa de arranque ajustable entre un 10%-100% Pn/min (Potencia nominal por minuto) y ante eventos de falla una rampa >90%5 P/sec (Potencia de pre-falla por segundo) de regreso al valor de pre-falla.

4.3.1.5. Control de tensión

Las plantas eólicas y solares deben poder controlar la tensión en forma continua en el rango operativo normal del punto de conexión, por medio de la entrega o absorción de potencia reactiva de acuerdo con su curva de carga declarada y según las consignas de operación definidas por el CND, para esto, se deberán cumplir los siguientes requisitos por categoría.

CATEGORÍA B

Las plantas eólicas y solares deben tener capacidades de potencia reactiva para soportar el voltaje del punto de conexión durante las fluctuaciones de tensión y para ayudar a equilibrar la potencia reactiva en la red6. Plantas de categoría B deben disponer de un control de tensión con las siguientes características:

• El regulador de tensión deberá disponer de un estatismo configurable para limitar la interacción inestable con otros recursos conectados al mismo punto de conexión o en subestaciones cercanas.

• El control de potencia reactiva / tensión, debe ajustarse de tal manera que sea estable y que, ante cualquier cambio en lazo abierto tipo escalón, la potencia reactiva de la planta tenga un

4 En regulaciones no tan exigentes, según Hindawi, plantas pueden mantener una tasa de parada <10%, y en regulaciones más exigentes como GB y Dinamarca se deben mantener entre 10-100% P/min. 5 Valores tomados de Hindawi-Requerimients for Wind Power integration – valores GB. 6 La diferencia principal con la categoría C radica en que no son necesarios los 3 modos de control (V,Q,fp), solo de V.

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tiempo de respuesta inicial menor a 2 segundos y un tiempo de establecimiento menor a 10 segundos (como se recomienda en las regulaciones europeas).

CATEGORÍA C

Para plantas con categoría C, conectadas al STN y STR, deben disponer de un control de tensión con las siguientes características:

• El regulador de tensión deberá contar con los siguientes modos de control: tensión, potencia reactiva y factor de potencia.

• El regulador de tensión deberá disponer de un estatismo configurable para limitar la interacción inestable con otros recursos conectados al mismo punto de conexión o en subestaciones cercanas.

• El control de potencia reactiva / tensión, debe ajustarse de tal manera que sea estable y que, ante cualquier cambio en lazo abierto tipo escalón en la consigna de tensión, potencia reactiva o factor de potencia, la potencia reactiva de la planta tenga un tiempo de respuesta inicial menor a 2 segundos y un tiempo de establecimiento menor a 10 segundos.

Adicionalmente, el control de plantas categoría C deben tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia reactiva, de tensión o factor de potencia activa de forma local o remota.

4.3.1.6. Control rápido de corriente reactiva

En cuanto al control rápido de corriente reactiva, la justificación de la propuesta de XM indica que “un soporte inadecuado de corriente reactiva reduce la probabilidad de una recuperación exitosa ante eventos de tensión. Por lo que un soporte de corriente reactiva adecuado previene la propagación de las depresiones de tensión a lo largo del sistema y reduce el riesgo de tener inestabilidad o desconexión de grandes bloques de generación de forma simultánea. La forma más efectiva de suministrar un soporte dinámico de tensión durante fallas, y del mismo modo evitar la desconexión no deseada de unidades de generación, es que plantas intermitentes provean suficiente y oportunamente corriente reactiva cuando la tensión en el sistema sobrepase los rangos de operación normal.”

Internacionalmente se ha evidenciado que las fuentes intermitentes aportan significativamente (y en proporción con su penetración) a los eventos de tensión fuera de rango en el sistema. Por esto, fuentes con estas características en países como Alemania están obligadas a compensar mediante un aporte de corriente descrito por una recta de pendiente k, la cual define el aporte de corriente exigido para cada estado de tensión fuera de la banda muerta. Este control rápido es exigido internacionalmente para plantas de gran capacidad, por lo que se considera que en Colombia es aplicable a la categoría C.

XM en su propuesta transitoria consideró este control con características configurables para la pendiente k y mantenerse un tiempo de 500ms después de haber entrado en la banda muerta. Estos controles actualmente tienen intrínseca la capacidad de modificación de la pendiente k y manejan control de tiempos de establecimiento a partir de entre 30-50 ms. Por estas razones el consultor se permite citar para categoría C los requerimientos de control rápido de corriente reactiva.

CATEGORÍA C

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben priorizar la inyección de corriente reactiva de forma que alcance un 90% del valor final esperado en menos de 50 ms, con una tolerancia del 20%, ante desviaciones de tensión que excedan los límites operativos de la tensión nominal en la planta de generación. Los 50 ms consideran el tiempo necesario para detectar la falla.

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben de cumplir en el punto de conexión con la característica de la Ilustración 5 y los siguientes criterios:

75

La pendiente k de cada unidad de generación debe ser ajustable con valores entre 0 y 10.

El aporte de potencia reactiva adicional se limitará al 100% de la corriente nominal del generador.

El CND determinará el valor de k a ser usado en el punto de conexión, después de realizar los estudios eléctricos con el modelo suministrado por cada planta de generación. Cada planta de generación solar y eólica debe determinar el valor de k a utilizar en cada unidad de generación para cumplir con el valor de k definido por el CND en el punto de conexión, para lo cual se debe tener en cuenta una k parametrizable entre 0 y 10 en la unidad de generación y el valor máximo declarado para el generador.

La banda muerta corresponde al rango de tensión de operación normal en el punto de conexión definido en el numeral 5.1 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995.

El aporte de potencia reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté fuera del rango normal de operación.

Se debe mantener un aporte de potencia reactiva por 500 ms después de que la tensión entre a la banda muerta manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u).

Fuente: XM

4.3.1.7. Capacidad de potencia reactiva

La revisión internacional muestra que las plantas intermitentes también deben disponer de una capacidad de potencia reactiva como requisito para la conexión y operación en los sistemas de potencia, requiriendo también muchas veces limitar su consumo o aporte ante eventos, a rangos entre el 5 y el 10%.

En cuanto a la capacidad de potencia reactiva, países como Dinamarca constan de una curva de capacidad diferenciada por tamaño, siendo la presentada en la categoría B la curva de capacidad requerida para plantas entre 1.5 y 25MW. También se observan mayores exigencias en capacidad de potencia reactiva para plantas mayores. Las curvas observadas en países como UK, Francia y Alemania

Ilustración 5 - Característica de aporte adicional de corriente reactiva en el punto de

conexión

76

tienen gran similitud con la planteada por XM, por lo cual se presentan los siguientes requerimientos como requisito de conexión de plantas eólicas y fotovoltaicas.

CATEGORÍA B

Plantas de categoría B deben cumplir como mínimo con lo presentado en la Ilustración 6 para tensiones en el rango normal de operación en el punto de conexión.

Cuando una planta de generación solar o eólica este operando en valores de potencia inferiores al 10% de la capacidad nominal, no habrá exigencia de entrega o absorción de potencia reactiva para control de tensión. Sin embargo, en esa condición la planta no debe exceder el 5% en aporte o absorción de potencia reactiva.

Ilustración 6 - Curva de capacidad de plantas renovables no convencionales de categoría B

Fuente: Energinet (plantas menores a 25 MW)

CATEGORÍA C

Las plantas eólicas y solares conectadas al STN y STR deben cumplir como mínimo con lo presentado en la Ilustración 7, para tensiones entre el rango normal de operación en el punto de conexión.

Cuando una planta de generación solar, conectada al STN y STR, este operando en valores de potencia inferiores al 10% de la capacidad nominal, no habrá exigencia de entrega o absorción de potencia reactiva para control de tensión. Sin embargo, en esa condición la planta no debe exceder el 5% en aporte o absorción de potencia reactiva.

Para tensión nominal se debe cumplir como mínimo con la curva de capacidad definida en la Ilustración 8. Adicionalmente, se realizarán pruebas y seguimiento posoperativo para verificar los valores de las curvas envolventes de capacidad en los rangos de las tensiones en condiciones normales de operación definidos en el numeral 5.1 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995.

(0.2; 0.2)

(0.2; 1)(-0.2; 1)

(-0.2; 0.2)

(0; 0.1)0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

-0.4 -0.2 0 0.2 0.4

P/P

n

Q/Pn

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Ilustración 7 -- Curva de capacidad de plantas fotovoltaicas

Fuente: Energinet (plantas menores a 25 MW)

4.3.1.8. Comportamiento ante fallas

Aunque este puede ser un requisito no exigido actualmente en el sistema colombiano, el comportamiento ante fallas ha sido una necesidad creciente con la penetración de las fuentes intermitentes y la generación distribuida en el ámbito internacional. El aumento de la generación no convencional ha traído consigo problemas de seguridad en la transmisión, debido a que la salida en cadena de varios generadores junto con la variabilidad de estas fuentes, han generado eventos en diferentes partes del mundo.

La forma en cómo se superen fallas, depresiones y sobretensiones en los sistemas se describe por una gráfica que limita la desconexión de las plantas, hasta que los parámetros del sistema no superen lo allí establecido, en la cual los tiempos son la variable critica que determina el nivel de robustez demandado. Por esta razón, las características de tiempo cambian según el tamaño de las plantas, y es sobre las cuales se exige especial atención. Actualmente para plantas de mayor tamaño, las protecciones deben tener tiempos de despeje no mayores a 100ms para tensiones de 220kV y de 80 ms para tensiones de 500 kV, y estos tiempos, adicionados por una ventana de normalmente 50 ms, conforman el requerimiento de LVRT exigido a estas plantas.

Con base en lo anterior, y tomando como referencia la propuesta transitoria de XM y el estudio de la UPME, para el comportamiento ante fallas de plantas eólicas y fotovoltaicas se plantean los siguientes requerimientos de conexión clasificados por categorías.

CATEGORÍA B

Las plantas eólicas y solares conectadas al STN y STR deben poder ajustar su equipamiento para mantener la tensión de operación en falla como se muestra en la Ilustración 10, la cual indica que no se permite la desconexión de la generación cuando el valor RMS de la tensión de línea – línea en el punto de conexión, tanto para fallas simétricas como asimétricas, se mantenga dentro de las líneas de la Ilustración 8.

78

Ilustración 8 - Característica de LVRT y HVRT – Tensión de operación en falla

Fuente: UPME

Donde:

T1: Tiempo de inicio de la falla

T2: Tiempo máximo de despeje de la falla en el punto de conexión

T3 = T2 + 20 ms

T4: 500 ms

T5 = 5 s

T2 = 100 ms para generadores en el STN y equipos con tensión superior a 200 kV.

T2 = 200 ms para equipos con tensión inferior a 200 kV

El hueco de tensión se considera superado cuando la tensión de línea – línea es mayor a 0.85 p.u. Una vez superado el hueco de tensión, la fuente de generación debe recuperar el 90% de la potencia activa que estaba suministrando antes del hueco en un tiempo no superior a 1 segundo. El CND realizará seguimiento del cumplimiento de este requisito ante eventos en el SIN.

El T3 debe ser considerado en simulaciones que permitan definir su pertinencia técnica y a una evaluación del mercado de permita establecer una viabilidad económica cada que se vaya a mover esta ventana.

CATEGORÍA C

Las plantas solares conectadas al STN y STR de categoría C deben tener un comportamiento ante desviaciones de tensión de acuerdo con la Ilustración 11, la cual indica que no se permite la desconexión de la generación cuando el valor RMS de la tensión de línea – línea en el punto de conexión, tanto para fallas simétricas como asimétricas, se mantenga dentro de las líneas de la Ilustración 9.

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Ilustración 9 - Característica de LVRT y HVRT – Tensión de operación en falla

Fuente: UPME

Donde:

T1: Tiempo de inicio de la falla

T2: Tiempo máximo de despeje de la falla en el punto de conexión

T3 = T2 + 50 ms

T4: 500 ms

T5 = 5 s

T2 = 100 ms para generadores en el STN pertenecientes a categoría C.

El T3 debe ser considerado en simulaciones que permitan definir su pertinencia técnica y a una evaluación del mercado de permita establecer una viabilidad económica cada que se vaya a mover esta ventana.

Adicional a lo anterior, se propone tomar lo establecido por XM de manera literal en cuanto a la capacidad de superar depresiones de tensión sucesivas:

• Las plantas solares fotovoltaicas, deben soportar depresiones sucesivas separadas por 30 segundos entre hueco y hueco.

• Para plantas eólicas, si la energía disipada durante las depresiones de tensión es menor a la capacidad nominal del recurso de generación durante dos segundos, contabilizada en una ventana móvil de 30 minutos.

El hueco de tensión se considera superado cuando la tensión de línea – línea es mayor a 0.85 p.u. Una vez superado el hueco de tensión, la fuente de generación debe recuperar el 90% de la potencia activa que estaba suministrando antes del hueco en un tiempo no superior a 1 segundo. El CND realizará seguimiento del cumplimiento de este requisito ante eventos en el SIN.

4.3.1.9. Supervisión control y comunicaciones

Los requerimientos de control y comunicaciones deben ser consecuentes con las condiciones de operación, por lo que partiendo de la propuesta transitoria de XM para la supervisión y control, y junto

80

con las propuestas en operación dadas por el consultor, se plantean 4 requerimientos como se muestra a continuación:

Requerimientos de supervisión de variables eléctricas

Para la supervisión de variables eléctricas, desde el punto de vista de los requerimientos para el monitoreo de estas, se considera que la diferencia de tecnologías en la generación no marca una diferencia en la forma de supervisar las variables eléctricas de un sistema, por lo que ésta se debe ajustar a la metodología del CND para la supervisión de variables eléctricas. El uso de RTU’s o nuevas formas para el reporte de la información permite que el sistema se ajuste a los cambios de tecnología, requiriendo únicamente el aval del CND y que se cumplan siempre requerimientos de seguridad y confiabilidad de la información.

Los errores permitidos por este sistema de información internacionalmente van desde 1 al 5%, siendo más estrictos con plantas de más relevancia para los sistemas de potencia y con las interconexiones internacionales. Estos errores permitidos no deberán, en ningún caso afectar la operación del SIN, por lo que, para establecer valores correctos, es necesaria una simulación donde se evalúen los posibles efectos de tener errores de 2 o 5% en el sistema.

CATEGORÍA B

Las plantas eólicas y solares de categoría B que considere necesario supervisar el CND, deben cumplir con los requerimientos de supervisión de variables eléctricas de categoría C. El resto de plantas pertenecientes a esta categoría deben poner a disposición del CND todos los datos medidos por su sistema de supervisión y control con un error máximo permitido de +/- 5%.

CATEGORÍA C

Las plantas eólicas y solares deben contar con supervisión, la cual se podrá realizar desde el CND de manera directa por medio de unidades terminales remotas (RTU), o de manera indirecta utilizando los protocolos de comunicación entre operadores de red vigentes al momento de la integración o utilizando protocolos de comunicación sobre la red pública de datos internet que sean soportados por el centro de supervisión y control del CND, que hayan sido avalados previamente por el CND y que garanticen los criterios de seguridad y confiabilidad requeridos para la operación del Sistema Interconectado Nacional.

Los datos tele medidos en tiempo real se deben enviar al CND de acuerdo con lo establecido en el Anexo CC6 “Requisitos tecnicos del sistema de supervisión y control” con una periodicidad menor o igual a 4 segundos y con las unidades y cifras decimales definidas por el CND. El agente debe asegurar la correcta sincronización de la estampa de tiempo de las señales enviadas al centro de control y supervisión del CND; el error máximo permitido no podrá exceder +/- 2%. Esta condición se sugiere para todo tipo de generación (existente o nueva), independiente de su tecnología.

Señales mínimas a supervisar

Con el fin de mantener la confiabilidad y seguridad de los sistemas de potencia, la disponibilidad de información por parte del OR es de vital importancia para la operación de los SIN. Independientemente de la tecnología de generación, todas las plantas deben monitorear las variables obligatorias para el sistema, y de ser necesario se debe poder interponer información adicional necesaria debidamente justificada.

CATEGORÍA B

Las plantas categoría B deben considerar lo siguiente:

Disponibilidad de variables monitoreadas: Los agentes representantes de las plantas eólicas y solares, inicialmente las conectadas al STN deben poner a disposición del CND todas las variables

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monitoreadas en su sistema de supervisión y control; el CND definirá si requiere intercambiar señales adicionales a las mínimas obligatorias.

Datos de control: Se debe poner a disposición del CND, en caso de que lo requiera, variables como el estado de la función de control de frecuencia, el valor de la consigna de control de P y Q y el valor consigna de control de tensión.

Datos de disponibilidad: Se debe poner a disposición del CND el porcentaje de la planta disponible para generación en el PCC, que corresponde a los arreglos de paneles solares o arreglos de turbinas que se encuentran en operación y la generación máxima posible (MWp), teniendo en cuenta las variables meteorológicas y la disponibilidad de unidades generadores en un periodo de tiempo definido por el CND (Puede ser en tiempo real – de acuerdo a la actualización de sistemas del CND). Este valor puede diferir del porcentaje de la planta disponible en situaciones operativas, tales como disminución de la potencia activa por solicitud del CND.

CATEGORÍA C

Las plantas eólicas y solares deben dar cumplimiento a los lineamientos exigidos en el Anexo CC6, y considerar adicionalmente lo siguiente:

Disponibilidad de variables monitoreadas: Los agentes representantes de las plantas eólicas y solares, inicialmente las conectadas al STN y STR (el CND evaluará si de acuerdo con la evolución de la matriz energética y el nivel de penetración de estas si este requisito es necesario extenderlo a toda conexión dentro del SIN), deben poner a disposición del CND todas las variables monitoreadas en su sistema de supervisión y control; el CND definirá si requiere intercambiar señales adicionales a las mínimas obligatorias.

Datos de control: Se debe poner a disposición del CND, en caso de que lo requiera, variables como el estado de la función de control de frecuencia, el valor de la consigna de control de P y Q, el valor consigna de control de tensión, el valor consigna factor de potencia y el modo del control de tensión y frecuencia.

Datos de disponibilidad: Se debe poner a disposición del CND el porcentaje de la planta disponible para generación, que corresponde a los arreglos de paneles solares que se encuentran en operación y la generación máxima posible (MWp), teniendo en cuenta las variables meteorológicas y la disponibilidad de los arreglos de paneles solares en tiempo real. Este valor puede diferir del porcentaje de la planta disponible en situaciones operativas, tales como disminución de la potencia activa por solicitud del CND.

Requerimientos de supervisión de variables meteorológicas

CATEGORÍA B

Las plantas de categoría B deberán reportar variables meteorológicas solo si el CND lo considera necesario, en cuyo caso deberá cumplir con los requerimientos de categoría C.

CATEGORÍA C

Se propone adoptar la propuesta transitoria de XM: Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR (extensible a todo tipo de planta, al igual que en el apartado anterior), estas deben contar con sistemas de monitoreo de las variables meteorológicas en el sitio de la planta y con sistemas que permitan la transmisión de sus datos al CND de acuerdo con la frecuencia que este establezca. Esta transmisión se debe realizar usando los protocolos que defina el CND. Además, deben garantizar los criterios de calidad de las medidas establecidos por la regulación vigente y el CND, y cumplir con estándares nacionales e internacionales de calidad en su instalación, calibración, y mantenimiento, de tal forma que se garantice la calidad y continuidad de la información. Los valores de las variables meteorológicas que podrían reportarse en tiempo real o diariamente (dado que en tiempo

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real se tienen variables como la P y Q que permitirían estimar el recurso eólico o solar, y puede ser mejor un reporte diario como complemento a variables eléctricas) al CND y deben contar con la calidad y confiabilidad que permitan estimar la generación de la planta. El CND definirá la metodología para el cálculo de la calidad y confiabilidad de las mediciones, los cuales someterá a comentario de los agentes y remitirá a la CREG.

Las variables mínimas que deben monitorear las plantas solares son descritas en la siguiente tabla:

Tabla 32 - Variables mínimas que se deben supervisar en los puntos de medición de plantas fotovoltaicas

Variable Unidad Altura del sensor

Irradiación global horizontal Vatios por metro cuadrado [W/m2] Altura de los módulos

Temperatura ambiente Grados centígrados [°C] Altura de los módulos

Irradiación en el plano del panel fotovoltaico*

Vatios por metro cuadrado [W/m2] Altura de los módulos

Temperatura posterior del panel fotovoltaico*

Grados centígrados [°C] Altura de los módulos

Velocidad del viento* Metros por segundo [m/s] Altura de los módulos

Dirección del viento* Grados relativos al norte geográfico [grados]

Altura de los módulos

Humedad relativa* Porcentaje [%] Altura de los módulos

*Variables meteorológicas adicionales más comunes


Las variables mínimas que deben monitorear las plantas eólicas son descritas en la siguiente tabla:

Tabla 33 - Variables mínimas que se deben supervisar en los puntos de medición de plantas eólicas

Variable Unidad Altura del sensor

Velocidad del viento Metros por segundo [m/s] Altura de buje

Dirección del viento Grados relativos al norte geográfico [grados] Altura de buje

Temperatura ambiente* Grados centígrados [ºC] Diferentes alturas

Humedad relativa* Porcentaje [%] Diferentes alturas

Presión atmosférica* Hecto pascales [hPa] Diferentes alturas

Irradiación global horizontal*

Vatios por metro cuadrado [W/m2] Diferentes alturas

Densidad del aire* Kilogramos por metro cubico [Kg/m3] Altura del buje

*Variables meteorológicas adicionales más comunes


Requerimientos de calidad y disponibilidad

Igualmente, para este caso se propone adoptar la propuesta transitoria de XM: El CND hará seguimiento a la calidad y disponibilidad de los datos tele medidos de las plantas eólicas y solares, independiente de la capacidad (categorización) de la planta de generación. En caso de detectarse errores o problemas con las señales, el agente tiene la obligación de realizar las correcciones o los ajustes que se requieran,

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para garantizar la confiabilidad de la información. Para las variables análogas, los criterios de calidad se listan a continuación y se definieron teniendo en cuenta las recomendaciones dadas por la norma IEEE C57.131, ver Tabla 34.

Tabla 34 - Criterios de calidad de variables análogas

Variable Max. Error Permitido

P 2%

Q 4%

I 1%

V 1%

Fuente: IEEE

4.3.1.10. Protecciones

En cuanto a las protecciones las plantas eólicas y solares, se considera que estas estén en concordancia con la recomendación 4.13 y con la disponibilidad de equipos que la regulación vigente exige. En cuanto a protecciones adicionales que deban ser tenidas en cuenta para estos tipos de plantas, se observa internacionalmente la protección anti-isla para sistemas sin almacenamiento de energía. Por lo tanto, se describen las características de la propuesta de XM en cuanto a protecciones, que a su vez tiene como fuente la Resolución CREG 070 de 1998.

CATEGORÍA B y C

Las plantas eólicas y solares deben cumplir con lo estipulado en el numeral 8.1.2 “Equipo de protección”, con excepción del suministro de la protección de deslizamiento de polos, dadas las características propias de la tecnología.

Adicionalmente, para efectos de la aplicación del numeral 4.3.3 de la Resolución CREG 070 de 1998, para el caso de las plantas solares conectadas al STR, se deben cumplir:

• Toda bahía de generación conectada en el STR deberá disponer de una protección tipo falla interruptor, la cual deberá ser implementada en un rele independiente de las protecciones propias del equipo protegido o podrá estar incluida como una función adicional en una protección diferencial de barras.

• Disponer de un mecanismo de corte visible en el punto de conexión del sistema de generación con el STR, con capacidad de maniobra y bloqueo manual verificable por parte del operador de red.

• Cuando se realiza la conexión de sistemas de generación mediante un transformador delta- estrella, con delta en el punto de conexión de generador con el OR, se deberá evaluar con el operador de red la conveniencia de implementar una protección de sobretensión de secuencia cero (VDN Protección Voltage Displacement Neutral – VDN por sus siglas en inglés) en el punto de conexión.

• La generación conectada al STR debe contar con sistemas de protección principal y respaldo, con capacidad para detectar fallas en el generador y en el punto de conexión con el STR, el cual deberá contar con un esquema de protección selectiva que coordine con la red existente.

• La bahía de conexión de todo generador conectado en el STR, deberá disponer de dos relés de protección principales, acordadas con el OR*, y estar en capacidad para despejar las fallas en el elemento protegido en un tiempo menor a 150 milisegundos.

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• Es responsabilidad del agente representante del recurso de generación garantizar que todos los equipos de su instalación se encuentren correctamente protegidos para satisfacer los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad durante la operación del sistema eléctrico de potencia. Adicionalmente, en el punto de conexión, se deberán cumplir los siguientes requisitos.

o Disponer de funciones de protección de sobre y baja tensión ajustados según requerimientos operativos del sistema de potencia. Los criterios y ajustes de las funciones de protección de sobre y baja tensión se establecerán mediante acuerdo CNO.

o Disponer de funciones de protección de sobre y baja frecuencia ajustados según requerimientos operativos del sistema de potencia. Los criterios y ajustes de las funciones de protección de sobre y baja frecuencia se establecerán mediante acuerdo CNO.

• Las plantas solares conectadas al STN y STR deben disponer de una protección anti-isla intertrip.

Posición en el CR

Estos requisitos deben ser implementados en el numeral 8 “Requisitos particulares para la conexión de generadores al STN” del CC, sugiriendo que se disponga de un nuevo numeral 8.3 para requisitos de fuentes no convencionales, dentro del cual se establecerán los requerimientos por tecnologías en sub-numerales; o de la forma que la CREG lo considere conveniente.


A continuación, se presentan las ventajas y desventajas principales de la propuesta:



Cubrimiento regulatorio de FNCER, incluyendo requisitos de conexión que clarifican la situación actual de las plantas eólicas y solares

Especificidad muy detallada para plantas no convencionales conlleva a una actualización de requisitos generales para todo tipo de generadores

Exigencias regulatorias claras para cada tipo de tecnología

Alta inversión en sistemas de monitoreo de variables meteorológicas

Claridad sobre requisitos que estas plantas deben cumplir, lo que abre la expectativa de nuevos proyectos


Se concluye que las grandes ventajas que trae la inclusión de requisitos específicos de conexión para fuentes eólicas y solares en categorías hacen necesaria la consideración de la propuesta. Esto definirá la situación de estas plantas e incentivará la inversión en estos proyectos. Las desventajas que conlleva se pueden convertir en oportunidades, ya que, demandando requisitos estrictos y acomodados a la situación regulatoria mundial, hará que éstos se extiendan a todo tipo de tecnologías, así como la posible alta inversión en sistemas de monitoreo es compensada con el mejor aprovechamiento de los recursos y los bajos costos de operación.

Acciones necesarias

Para la implementación de esta propuesta se deben efectuar las siguientes actividades, sin limitarse a éstas:

• Socialización con principales entidades involucradas.

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• Simulación de estabilidad del sistema para establecimiento tanto de características de supervisión y control, como de variables para el de ajuste de protecciones y controles de frecuencia y tensión.

• Estudios estadísticos que definan los errores aceptables en variables eléctricas y meteorológicas, así como de una metodología de predicción de plantas intermitentes para el sistema.

• Estudio de mercado que confirme viabilidades financieras de FNCER con la solicitud de estos requisitos. Adicionalmente se deben identificar condiciones de mercado que permitan adicionar mejores características a las plantas sin que afecten significativamente si viabilidad.

• Simulaciones en donde se evalúen los posibles efectos de tener errores de 2 o 5% en el reporte de variables de tiempo real para la operación del sistema.

4.4. Consideraciones para nuevas fuentes de energía


Ante la apertura tecnológica de la matriz de generación mundial, nuevas tecnologías como plantas mareomotrices, geotérmicas u offshore que no son esperadas en el corto plazo en la matriz de generación colombiana, deben considerarse en una primera instancia en el código de redes, donde se permita una adopción eficiente de nuevas las tecnologías, dando flexibilidad al CR como respuesta rápida a estos nuevos proyectos.

Se propone incluir en el código de conexión que:

Si dentro de las propuestas de generación se incluyen temas para la incorporación de nuevas tecnologías, las propuestas deberán estar acompañadas de los estudios técnico-económicos que demuestren la conveniencia de su implementación en el STN durante la etapa de planeamiento del proyecto.

Cuando existan proyectos o convocatorias aprobados, para los refuerzos o extensiones en la generación, en los sistemas nuevos o en el desarrollo de los existentes, y estos contemplen tecnologías, equipos o instalaciones basados en nuevas tecnologías de generación que no hayan sido objeto de regulación dentro del Código de Redes, la entidad delegada por el MME para las convocatorias, junto con el transportador propietario del punto de conexión y el CND deberán establecer los requerimientos de conexión en línea con lo establecido en el CC y acorde con esté, la CREG deberá ser informada de dichos requisitos de conexión El promotor del proyecto deberá pagar los costos asociados a estudios adicionales.

El promotor del proyecto deberá considerar dentro de sus estudios tanto los requisitos generales dispuestos en el CC como requisitos inherentes a la tecnología que se dispongan en el CC.

Posición en el CR

La recomendación anterior debe ser incluida en el numeral 8 “Requisitos particulares para la conexión de generadores al STN” del CC.

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Flexibilidad del CC ante proyectos con nuevas tecnologías

Solicitud abierta a interpretaciones con poco detalle en los requerimientos

En cualquier caso, se va a requerir una futura inclusión dentro del código de redes


La principal ventaja de esta propuesta se enfoca en la adaptabilidad y la primera respuesta que es capaz de tener la regulación ante el planteamiento de proyectos con tecnologías aún no consideradas directamente en el CR, por lo que el código tendrá un mecanismo para la adopción de nuevas tecnologías definido. Las desventajas de esta propuesta se basan en posibles incongruencias con las nuevas fuentes y que, para cualquier escenario, el CR va a tener que ser modificado.

El consultor considera que esta propuesta le da una herramienta de control sobre las nuevas tecnologías de generación con un bajo esfuerzo, y permite a proyectos nuevos algo de claridad en requerimientos mientras se dispone de requerimientos específicos después de estudios.

Acciones necesarias

Consulta con CND, CNO e involucrados, para establecer un mutuo acuerdo para la realización de estudios respecto a nuevas tecnologías.

4.5. Propuesta para la modificación del procedimiento de conexión


En el caso de generadores que esperan conectar sus plantas al STN, es preciso incorporar las disposiciones de la Resolución CREG 106 de 20067 establecidas para tal fin. De cualquier forma, es importante tener en cuenta que el Código de Conexión aplica para el STN, no obstante, en lo referente a generadores el mismo se ha aplicado a cualquier conexión al SIN, esto en razón a que la Resolución CREG 070 de 1998, Reglamento de Distribución, así lo estableció.

De acuerdo con el diagnóstico se requiere una mayor desagregación del procedimiento de conexión de acuerdo con las responsabilidades, entrega de información, etc. y la incorporación de las disposiciones del Acuerdo CNO 646 del 2013.

A continuación, se presenta la propuesta de procedimiento de conexión propuesto para nuevas conexiones.

7 Por la cual se modifican los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión de generadores a los Sistema de Transmisión Nacional, Sistemas de Transmisión Regional o Sistemas de Distribución Local

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Ilustración 10 –Procedimiento de conexión propuesto


Transportador

Firma de Contrato

de Conexión

Entrega de

información de

equipos e

instalaciones

existentes para

diseños, planos,

adquisión de

equipos, etc

Entrega de

cronograma de

actividades y curva S

Revisión de la curva S

y entrega de

comentarios

Usuario

Entrega de

garantías al

representante

Contratación de

la firma

interventora

Elaboración de

diseños, planos,

memorias de cálculo

y especificaciones

para la construcción

de obras civiles

Transportador

Presentar para

aprobación los

diseños, memorias de

cálculo,

especificaciones y

planos

Revisión y

aprobación de

diseños

Inicio de los procesos

de compra de los

equipos y presentación

de reportes de pruebas

tipo que satisfagan los

requerimientos

establecidos

Envío de las

características técnicas

garantizadas de los

equipos finalmente

adquiridos en el plazo

acordado en el Contrato

de Conexión

Envío de planos

y licencia de

construcción

Envío del modelo de

protocolo de pruebas

de puesta en servicio

y de última versión de

planos, unifilares y

disposición de

equipos

Usuario

Transportador

Realización de

pruebas de puesta

en servicio

Aceptación de la

instalación y

aprobación del

informe de

cumplimiento

Autorización de la

conexión y puesta en

servicio

Operación y

mantenimiento

conforme a CO

Usuario

La interventoría

elaborará un informe

donde se muestre el

cumplimiento de

normas para

verificación del

Transportador

Designación del

representante para

efectos de control

1 4 5

6

0

8 12

2

3

14 18

Hacia De

16

3 meses

1 mes

2 meses

2 semanas

7

9 10 11 13

15

17

Concepto UPME

En adelante según curva S

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Propuesta de procedimiento de conexión

Paso 0.

Una vez la UPME entregue el concepto aprobatorio de la conexión, el Usuario disponga del punto de conexión, si la conexión es de un Usuario generador, este se constituye como tal o designa un representante que lo representa en calidad de generador para que sea a través de este que se hace control, si el Usuario es un transportador debe estar constituido como E.S.P y si es un Usuario No Regulado, debe seleccionar e informar el comercializador que lo representa en calidad de usuario.

Paso 1.

Firma del Contrato de Conexión según lo estipulado en el Numeral 6, para lo cual el Usuario y el Transportador disponen de tres (3) meses.

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.

El no cumplimiento del plazo para firmar el Contrato de Conexión, por parte del Transportador, se considera incumplimiento del Reglamento de Operación y deberá ser informado por el Usuario a la SSPD para que dicha entidad realice la respectiva investigación.

Paso 2.

En el caso en el que el Usuario sea un generador, entregará al ASIC, a la fecha de la firma del Contrato de Conexión, la garantía para reserva de capacidad de transporte que trata el Artículo 4 de la Resolución CREG 106 de 2006 o aquella que la modifique o sustituya.

En los casos que la normatividad vigente exija ejecutar dichos proyectos a través de procesos de libre concurrencia, la entidad encargada de adelantar las respectivas convocatorias incluirá en los documentos de selección, entre otras, las siguientes condiciones de la conexión: capacidad de transporte asignada, identificación del proyecto de generación, nombre del agente a quien se le asigna dicha capacidad, y el plazo para la firma del Contrato de Conexión entre este agente y el Transportador seleccionado.

En caso de que el proyecto requiera la incorporación de equipos o tecnologías no consideradas en el CR o no incorporadas en el SIN previamente, el promotor del proyecto debe suministrar la especificación de características de desempeño, normas de referencia, pruebas requeridas y cualquier otra que requiera el dueño del punto de conexión y/o el CND según el procedimiento propuesto por el Consultor.

El Usuario diferente al generador establece a la fecha de firma del contrato de conexión una garantía de cumplimiento la cual cubre la entrada oportuna de la conexión o la entrada de la capacidad o energía solicitada por el usuario. Se sugiere que la garantía establecida sea proporcional a los consumos de energía o a la capacidad de conexión aprobada, o a la diferencia entre la capacidad utilizada y la solicitada en caso de que la capacidad usada sea inferior a la solicitada, es recomendable que la cobertura por no uso pleno de la capacidad solicitada sea proporcional al pago que debería haber hecho el agente o el usuario en el evento de usar la capacidad o la energía plena por un periodo máximo para lo cual se sugiere un (1) año a partir del cual el usuario podría solicitar liberar la capacidad excedentaria.

La garantía será entregada al representante del Usuario (transportador o comercializador) para su remisión al LAC, los recursos recaudados por este concepto podrían ser destinados a la disminución de los cargos del STN.

89

Paso 3.

El Transportador entrega al usuario la información de equipos e instalaciones existentes que requiera el usuario para elaborar los diseños, planos, memorias de cálculo y especificaciones para la adquisición de los equipos, a más tardar un (1) mes después de la firma del Contrato.

Paso 4.

El Usuario entrega al Transportador el cronograma de actividades y la curva S del proyecto, a más tardar dos (2) meses después de la firma del Contrato.

Entre otros aspectos, en la curva S, el Usuario debe informar al Transportador la fecha de inicio de las pruebas de puesta en servicio y solicitar la supervisión de parte del Transportador de las pruebas en sitio de los equipos e instalaciones.

Paso 5.

Una vez entregada la curva S de parte del Usuario al Transportador, este último la revisa y le entrega sus comentarios en un término máximo de dos (2) semanas después de haber recibido la curva S.

La respuesta de comentarios por parte del Usuario se hará en plazo máximo de dos (2) semanas contabilizadas a partir de la entrega de los comentarios de parte del Transportador.

Los demás tiempos están sujetos a lo establecido en el cronograma y la curva S los cuales deberían considerar la fecha de operación aprobada por la UPME.

Paso 6.

El Usuario elige la firma interventora que contratará para la supervisión desde los diseños hasta la puesta en operación del proyecto, la cual puede realizar con sus propios recursos. La interventoría realizará informes mensuales de avance de la obra para entregarlos al Transportador.

Paso 7.

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 8.

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).

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• 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.

• Los esquemas de los sistemas de telecomunicaciones, indicando la integración al CND 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.

Paso 9.

El Transportador debe revisar y aprobar los diseños según los plazos acordados en el Contrato de Conexión. 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 10.

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 establecidos en el procedimiento para el desarrollo de normatividad propuesto por el Consultor.

En el caso de la conexión de generadores, el Transportador exigirá la realización de las pruebas de estatismo.

Los fabricantes deben adjuntar certificados de aseguramiento en conformidad con las normas ISO serie 9000.

Paso 11.

El Usuario debe enviar para información del Transportador las características técnicas garantizadas de los equipos finalmente adquiridos en el plazo acordado en el Contrato de Conexión.

Paso 12.

Antes del inicio de la construcción de las obras civiles y del montaje del equipo el Usuario entrega al Transportador lo siguiente:

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

• Copia de la licencia de construcción de la(s) subestación(es) y el(los) certificado(s) de adquisición del área (en cualquier modalidad compra, arriendo, etc.), con el plazo establecido en el Contrato de Conexión.

Paso 13.

• El Usuario envía al Transportador el modelo del protocolo de pruebas de puesta en servicio 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

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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 del CC.

Paso 14.

El Usuario realiza las pruebas de puesta en servicio con la supervisión del Transportador y del CND, según las fechas establecidas en la curva S.

Paso 15.

La interventoría elaborará un informe donde se muestre el cumplimiento de normas para verificación del Transportador.

Paso 16.

El Transportador acepta la instalación y revisa el informe de cumplimiento de normas.

Paso 17.

El Transportador autoriza la conexión y puesta en servicio de la obra.

Paso 18.

La operación y mantenimiento se deben hacer en conformidad con el Código de Operación y con el Contrato de Conexión.

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

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 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.

Intervención del CND en el proceso de Conexión

A continuación, se introducen los aspectos del Acuerdo CNO 646 de 2013 relevantes en el proceso de Conexión al STN, se resalta que el Acuerdo trata los temas relacionados con el proceso de conexión al SIN, en esta propuesta se adaptan al STN:

Entrada en operación comercial de generadores (Incluye plantas despachadas centralmente, no despachadas centralmente y cogeneradores)

Cuando se vaya a incorporar un nuevo generador al STN, el promotor del proyecto o agente generador que lo represente deberá seguir el procedimiento que se establece a continuación, sin perjuicio de los requisitos y plazos que deben cumplir los agentes generadores con asignación de Obligaciones de Energía Firme, en cumplimiento de las disposiciones del Cargo por Confiabilidad.

1. Enviar notificación del proyecto al CND. Esta notificación se realizará enviando copia del concepto de conexión emitido por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), en los casos que aplique.

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Nota: Para el caso de proyectos de cogeneración y de plantas no despachadas centralmente, el CND les informará si se requiere tener sistema de supervisión para el proyecto, dentro de los veinte (20) días calendarios siguiente de recibida la notificación. Sin embargo, luego de la puesta en servicio del proyecto, el CND podrá solicitar la supervisión en caso de requerirlo, de acuerdo a lo previsto en la Resolución CREG 080 de 1999. (Ver Res. 080 de 1999, Artículo 30, numeral 2, literal b, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

2. Enviar comunicación firmada por el Transmisor Nacional (TN) que entrega el punto de conexión, informando la capacidad de transporte asignada en el contrato de conexión y las fechas de entrada en operación de la primera unidad y la planta establecidas en el contrato de conexión, junto con la garantía de que trata la Resolución CREG 106 de 2006 o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan.

3. Constituir la garantía establecida en la Resolución CREG 093 de 2007 (o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan), en el caso de requerirse.

4. Por lo menos con seis (6) meses de anticipación a la fecha prevista de entrada en operación comercial, se deberá remitir al CND la siguiente información:

• Información técnica preliminar mínima para la realización de estudios de planeamiento operativo eléctrico de mediano plazo. La información deberá ser reportada utilizando los formatos establecidos en el Acuerdo CNO 601, o aquel que lo modifique o sustituya.

• Diagrama unifilar del área de influencia del proyecto. (Ver Código de Conexión Anexo CC7, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

• Indicar los trabajos y activos requeridos para la incorporación o conexión del nuevo proyecto al SIN.

5. Con una anticipación mínima de noventa (90) días calendarios a la fecha prevista de entrada en operación se deberá remitir al CND la siguiente información:

• Comunicación informando sobre los trabajos de expansión y los activos requeridos para la incorporación o conexión del nuevo proyecto al STN. (Ver Res. 011 de 2009, Res. 093 y Res. 094 de 2012 o aquellas que las complementen, modifiquen o sustituyan).

• Coordinar con el CND las necesidades de canales de comunicaciones. (Ver Res. 025 de 1995 Código de Conexión, Anexo CC3, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

• Estudio preliminar de coordinación de protecciones.

Nota: El CND entregará comentarios al agente dentro de los veinte (20) días calendario siguiente a la recepción del estudio preliminar de coordinación de protecciones.

6. Con una anticipación mínima de cuarenta y cinco (45) días calendario a la fecha prevista de entrada en operación comercial, se deberá remitir al CND la siguiente información:

• Estudio de coordinación de protecciones de los equipos y el área de influencia del proyecto que considere las recomendaciones del TN u OR y del CND, incluyendo análisis de flujos de carga y cortocircuito.

• Diagramas unifilares con la ubicación de las protecciones, que permitan identificar las acciones de las mismas y sus esquemas, indicando también sus transformadores de instrumentación asociados y sus características eléctricas. (Ver Código de Conexión Anexo CC4-CC7, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

Nota: El CND enviará comentarios al agente dentro de los veintitrés (23) días calendario siguiente a la recepción del estudio de coordinación de protecciones.

93

7. Con una anticipación mínima de treinta (30) días calendarios a la fecha prevista de entrada en operación comercial, se deberá remitir al CND la siguiente información:

• Listado de las señales disponibles de SOE. (Ver Código de Conexión, Anexo CC6, Acuerdo CNO 491, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

Nota: El CND enviará los comentarios a las señales de SOE del proyecto 15 días calendario después de recibida la información.

• Listado de las señales disponibles de SCADA.

Nota: El CND enviará el listado de las señales disponibles de SCADA con las direcciones CUR 15 días calendario después de recibida la información. Una vez recibida las direcciones CUR se deberán coordinar con el CND las pruebas de supervisión hasta la recepción a satisfacción (Ver Res. 025 de 1995 Código de Conexión Anexo CC5-CC6, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

8. Registro del promotor del proyecto como agente generador ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), en caso de que no se encuentre registrado, o comunicación informando el agente generador que lo representará. (Ver Res. 24 de 1995, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

Nota: Una vez el promotor del proyecto defina el agente generador que lo representará ante el ASIC, será este último quien deberá enviar la información al CND.

9. Registro de las fronteras comerciales ante el ASIC (frontera de generación y de consumos auxiliares) dentro de los plazos establecidos para ello en la regulación vigente, utilizando los formatos publicados por el ASIC. (Ver Res. CREG 157 de 2011, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

10. Informar al CND como mínimo con siete (7) días calendario de anticipación, la fecha prevista para la iniciación de pruebas de puesta en servicio conectadas al STN. (Ver Res. CREG 121 de 1998, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan)

11. Enviar al CND con tres (3) días calendario de anticipación a la ejecución de pruebas de puesta en servicio, el cronograma y la descripción de las pruebas a realizar conectadas al SIN. (Ver Res. CREG 121 de 1998, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

12. Previo a la declaración de entrada en operación de la unidad y/o planta el agente generador o el generador que lo represente enviará al CND la siguiente información:

• Formatos para la declaración de los parámetros de la unidad y planta con la información definitiva en el formato del Acuerdo CNO 601, o aquel que lo modifique o sustituya. Para las plantas de generación térmicas se requieren diligenciados los formatos del Acuerdo CNO 531 o aquél que lo modifique o sustituya (parámetros y rampas). Para plantas de ciclo combinado, que tengan mínimo dos unidades de gas, debe enviar el Acuerdo CNO en el que se apruebe el modelo de rampas. (Ver Res. 093 de 2010 o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

• Coordinar con el CND las pruebas de supervisión hasta la recepción a satisfacción (Ver Código de Conexión Anexo CC5-CC6, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

• Resultados de pruebas de estatismo y banda muerta. (Según lo establecido en el Acuerdo CNO 496 o aquel que lo modifique o sustituya). Aplica sólo para plantas despachadas centralmente.

• Resultado de la prueba de potencia reactiva según el procedimiento establecido en el Acuerdo CNO 639 de 2013 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Aplica sólo para plantas despachadas centralmente.

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• Comunicación firmada por el TN u OR que entrega el punto de conexión, informando el cumplimiento del Código de Conexión.

13. Una vez cumplidos todos los requisitos anteriormente mencionados, el agente generador o el generador que lo represente podrá declarar en operación comercial el proyecto.

Nota 1: Dado que la declaración de entrada en operación comercial de una planta despachada centralmente se oficializa con la declaración de la oferta para el despacho económico, es necesario que la comunicación de entrada en operación comercial se reciba en el CND como mínimo dos días antes de la fecha de recepción de la primera oferta, esto con el fin de que se adecúen todos los procedimientos necesarios en el despacho económico. (Ver Res. 121 de 1998, artículo 1, literal c, o aquellas que la complementen, modifique o sustituyan). Si es una planta no despachada centralmente, junto con la declaración de entrada en operación comercial, se enviará por primera vez, en el aplicativo que se disponga para ello y con los tiempos de adecuación antes mencionados, el programa horario de generación a incluir en el despacho económico.

Nota 2: Para el retiro y reingreso de plantas se deberán seguir los procedimientos establecidos en la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan (Artículos 14, 15 y 16).

Para plantas que soliciten reingreso antes de cumplir un año posterior a su retiro y que de acuerdo con el artículo 16 de la Resolución CREG 071 de 2006 conserven la capacidad de transporte asignada, tendrán que informarlo a la CREG y al CND como mínimo treinta (30) días calendario antes de la fecha de entrada en operación comercial y cumplir con los requisitos que le apliquen según lo establecido en este documento.

14. Así mismo, para verificar lo establecido en la Resolución CREG 106 de 2006 (o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan) acerca del cumplimiento por parte del generador de la entrada en operación en la fecha establecida en el contrato de conexión, con por lo menos el 90% de la capacidad asignada, el agente generador que lo represente debe enviar al CND alguno de los siguientes documentos:

• Reporte con los protocolos de las pruebas de Consumo Térmico Específico, para el caso de plantas térmicas (Ver Acuerdo CNO 423, o aquellos que los modifiquen, o sustituyan), y de Factor de Conversión, para el caso de plantas hidráulicas (Ver Acuerdo CNO 360 y 427 aquellos que los modifiquen o sustituyan), en las cuales conste la Capacidad Efectiva Neta.

• Si la planta tiene sistema de supervisión con el CND, enviar reporte de potencia mostrado en el sistema SCADA el día de la entrada en operación, en el cual se evidencie que la potencia generada es superior o igual al 90% de la capacidad asignada en el contrato de conexión.

• El reporte de contadores el día de la entrada en operación, siempre y cuando logre generar por lo menos en un período horario, al menos el 90% del valor de Capacidad Efectiva Neta estipulado en el contrato de conexión.

• Reporte de la capacidad instalada de la planta expedido por el Operador de Red, para los proyectos que no tienen supervisión con el CND.

15. Una vez entrado en operación el proyecto, el agente deberá enviar dentro de los treinta (30) días calendario siguientes; el ajuste de los dispositivos de protección implementados en sitio, en la plataforma o en el formato que el CND defina. (Ver Res. 080 de 1999 Artículo 4 numeral 3a, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

Entrada en operación comercial de activos de uso del STN y de Activos de Conexión al STN

El transportador propietario del punto de conexión o el agente representante del proyecto deberá seguir el siguiente procedimiento cuando vaya a incorporar un nuevo activo del STN, o de conexión al STN:

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1. Por lo menos con seis (6) meses de anticipación a la fecha prevista de entrada en operación comercial, deberá remitir al CND la siguiente información:

• Notificación del proyecto ante el CND. Esta notificación se realizará enviando comunicación informando el proyecto a ejecutar y la fecha prevista para la entrada en operación.

• Información técnica preliminar mínima para la realización de estudios de planeamiento operativo eléctrico de mediano plazo. La información deberá ser reportada utilizando los formatos establecidos en el Acuerdo CNO 601 o aquel que lo modifique o sustituya.

• Diagrama unifilar del área de influencia del proyecto. (Ver Código de Conexión Anexo CC7, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

• Indicar los activos requeridos para la incorporación o conexión del nuevo proyecto al SIN.

2. Constituir la garantía establecida en la Resolución CREG 093 de 2007 (o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan), en caso de que se requiera.

3. Con una anticipación mínima de noventa (90) días calendarios a la fecha prevista de entrada en operación, se deberá remitir al CND la siguiente información:

• Comunicación informando sobre los trabajos de expansión y los activos requeridos para la incorporación o conexión del nuevo proyecto al SIN. (Ver Res. 011 de 2009, Res. 097 de 2008, Res. 093 y Res. 094 de 2012 o aquellas que las complementen, modifiquen o sustituyan).

• Nota: la gestión de las consignaciones que se requieran para la conexión del proyecto se realizará cumpliendo con los plazos y procedimientos previstos en la reglamentación vigente para la coordinación de consignaciones en el SIN.

• Coordinar con el CND las necesidades de canales de comunicaciones. (Ver Código de Conexión, Anexo CC3, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

• Estudio preliminar de coordinación de protecciones.

Nota: El CND enviará comentarios al agente dentro de los veinte (20) días calendario siguiente a la recepción del estudio preliminar de coordinación de protecciones.

4. Con una anticipación mínima de cuarenta y cinco (45) días calendarios a la fecha prevista de entrada en operación comercial, se deberá remitir al CND la siguiente información:

• Estudio de coordinación de protecciones de los equipos y el área de influencia del proyecto que considere las recomendaciones del CND, incluyendo análisis de flujos de carga y cortocircuito. Ver documento “Guías para el buen ajuste y coordinación de protecciones del SIN”. (Ver Código de Conexión Anexo CC4, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

• Diagramas unifilares con la ubicación de las protecciones, que permitan identificar las acciones de las mismas y sus esquemas, indicando también sus transformadores de instrumentación asociados y sus características eléctricas. (Ver Res. 025 de 1995- Código de Conexión Anexo CC4-CC7, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

Nota: El CND entregará comentarios al agente dentro de los veintitrés (23) días calendario siguiente a la recepción del estudio de coordinación de protecciones.

5. Con una anticipación mínima de treinta (30) días calendarios a la fecha prevista de entrada en operación comercial, se deberá remitir al CND la siguiente información:

• Listado de las señales disponibles de SOE. (Ver Res. 025 de 1995 Código de Conexión, Anexo CC6, Acuerdo CNO 491, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

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Nota: El CND enviará los comentarios a las señales de SOE del proyecto, 15 días calendario después de recibida la información.

• Listado de las señales disponibles de SCADA.

Nota: El CND enviará el listado de las señales disponibles de SCADA con las direcciones CUR, quince (15) días calendario después de recibida la información. Una vez recibida las direcciones CUR, se deberá coordinar con el CND las pruebas de supervisión hasta la recepción a satisfacción. (Ver Código de Conexión Anexo CC5-CC6)

6. Registro de las fronteras comerciales ante el ASIC, dentro de los plazos establecidos para ello en la regulación vigente, en caso de requerirse. (Ver Res. CREG 006 de 2003 modificada por la Res. CREG 013 de 2010, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

7. Enviar al CND por lo menos con quince (15) días calendario de anticipación a la fecha de puesta en servicio, la secuencia de maniobras para la energización de los activos (Ver Código de Conexión, Artículo 5, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

8. Previo a la declaración de entrada en operación se deberá enviar al CND la siguiente información:

• Formatos para la declaración de los parámetros de los equipos a registrar con información definitiva. Esta información se deberá reportar en los formatos establecidos en el Acuerdo CNO 601, o el que lo modifique o sustituya.

• Comunicación dando constancia del cumplimiento de Código de Conexión otorgado por el transportador que entrega el punto de conexión.

9. El propietario o el representante del proyecto deberá declararlo en operación comercial indicando la fecha y hora respectiva, una vez se encuentren energizados los activos asociados al proyecto y cumplidos todos los requisitos anteriormente mencionados, para lo cual deberá tener en cuenta lo siguiente:

• La declaración de entrada en operación comercial deberá ser una comunicación escrita.

• La hora y fecha de entrada en operación comercial debe ser posterior a la comunicación de cumplimiento del Código y no debe ser retroactiva.

• Se debe incluir la lista de los activos.

• Los diferentes activos de un proyecto se pueden declarar de manera independiente, una vez se hayan cumplido los requisitos. En todo caso, para proyectos de convocatoria se entenderá cumplida la declaración en operación comercial del proyecto cuando se declaren en operación comercial todos los activos asociados al mismo, entendiendo que dicha declaración no hace referencia al reporte de inventario de unidades constructivas que se debe enviar al LAC de acuerdo con la Resolución CREG 011 de 2009.

Nota: Los activos declarados en operación se tendrán en cuenta en la operación según la reglamentación vigente.

10. Una vez entrado en operación el proyecto, el agente deberá enviar dentro de los treinta (30) días calendario siguiente el ajuste de los dispositivos de protección implementados en sitio, en la plataforma o en el formato que el CND defina. (Ver Res. 080 de 1999 Artículo 4 numeral 3a, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan).

Posición en el CR

Numeral 5 del Código de Conexión

97


Tabla 37 – Ventajas y desventajas de la modificación del procedimiento de conexión.


Compilación de los aspectos del procedimiento de conexión relacionados en la Resolución CREG 106 de 2006 y el Acuerdo CNO 646 de 2013.

Para los usuarios, aumento de requerimientos para la conexión, por ejemplo, obligatoriedad de la curva S y solicitud de garantías para todos los proyectos.

Aclaración de los pasos y responsables del proceso de conexión.

Definición de tiempos para cada paso.


Aunque el procedimiento incluya nuevos requisitos para los Usuarios, estos requerimientos contribuyen a que se reserve únicamente la capacidad que realmente va a ser empleada, esto mediante el respaldo dado por las garantías entregadas por los Usuarios y tiempos dados por la curva S.

Acciones necesarias

Involucrados

CREG, Usuarios


Armonizar la Resolución CREG 025 de 1995 con la Resolución CREG 131 de 1998, la Resolución CREG 106 de 2006 y el Acuerdo CNO

Modificar el numeral 5 del Código de Conexión

Estudios técnicos

No se requiere

4.6. Requisitos de telecomunicaciones


El actual código de redes, específicamente en el código de conexión establece unos requisitos en equipos de telecomunicaciones dentro de los cuales se encuentra el servicio de telefonía fija, el servicio de comunicación de emergencia y servicio de telefax. No obstante, estos requerimientos de servicios y tecnologías solicitadas por el código de conexión se presentan como obsoletas a la hora de evaluar los protocolos, servicios, tecnologías y obligaciones que se utilizan hoy en día para mantener una comunicación entre el operador del sistema y los diferentes agentes conectados. De igual forma, teniendo en cuenta los posibles riesgos y requerimientos de comunicación para operar el sistema se presentan la necesidad de actualizar los protocolos y obligaciones de los agentes para que estén en contacto con el CND.

Se recomienda entonces establecer la obligatoriedad de reporte de información por parte de los diferentes al operador del sistema en tiempo real y mediante diferentes sistemas de información para los cuales se deberán tener en cuenta los siguientes:

98

• Un Sistema de Información para reportar información en tiempo real.

• Sistema de comunicación de voz el cual permita una comunicación directa con el CND y se encuentre disponible 24 horas al día.

• Sistema de monitoreo de los diferentes de sistemas de operación y del sistema de información.

También se debería contar con los siguientes servicios:

• Servicio de transmisión de datos en tiempo real que se encuentre en línea con el sistema de información utilizado por el agente conectado a la red y que sea compatible con aquellos utilizados por el CND.

• Servicio de comunicación por voz disponible para la operación y monitoreo en tiempo real para gestionar la operación y cualquier otro evento de contingencia o emergencia que pueda presentarse en la red.

Estos requerimientos de equipos y servicios deberían ser solicitados a las plantas despachadas centralmente. Sin embargo, en este documento también se propone bajar el límite (en términos de capacidad instalada) para que las plantas de generación sean despachadas centralmente, por lo cual ese límite debería ser coherente con los requerimientos que se realicen a las diferentes agentes en términos de equipos y servicios de telecomunicaciones. En línea con la Resolución CREG 030 de 2018 donde se regula la autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, se debería contemplar la posibilidad de extender los requerimientos de telecomunicaciones y servicios para envío de información al CND por parte de plantas menores como una capacidad instalada igual o mayor a 0.1 MW.

También se propone que se establezcan una serie de señales mínimas o variables las cuales deban ser reportadas al operador de red en caso de que se presente una alta variabilidad en las mismas o se superen los límites establecidos para cada variable con el fin de que el operador de red pueda tomar las medidas que considere necesaria y así gestionar el sistema. Dentro de las señales mínimas a monitorear se proponen algunas como:

• Potencia activa

• Potencia reactiva

• Voltaje

• Frecuencia

Adicionalmente, los agentes deben asegurar que los sistemas de información y comunicación tengan una disponibilidad mayor al 98% o mayor del tiempo en promedio durante los 12 meses del año

Posición en el CR

Numeral 8.1.4 Equipos de Telecomunicaciones, del código de conexión.


Tabla 38 – Ventajas y desventajas de la modificación en los requerimientos para telecomunicaciones


Contar con sistemas e información necesaria para tener una operación del sistema más confiable.

Costos en los que pueden incurrir los diferentes agentes para dar cumplimiento a los requerimientos exigidos en el código de redes en equipos y servicios de telecomunicaciones.

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Contar con información en tiempo real para que el operador de red cuente con los recursos necesarios ante posibles contingencias o situaciones de emergencia.


Acciones necesarias

Involucrados

CREG, CND, Empresas de generación, Empresas de distribución, Usuarios no regulados, Empresas de comercialización, Empresas de transmisión y Usuarios potenciales.

Estudios técnicos

No se prevé estudios de ninguna naturaleza para la implementación de esta medida. No obstante, se debe establecer un estándar de equipos que sean compatibles entre los agentes y el operador del mercado.

4.7. Complemento del contrato de conexión del CC


Adicional a la información indicada en el numeral 6 del Código de Conexión, el contrato de conexión podría contener lo siguiente con base en la experiencia del Consultor y considerando algunas de las condiciones establecidas por la UPME en los procesos de convocatorias públicas al respecto:

• El contrato de conexión está enmarcado en la Ley 142 de 1994, Título II Régimen de Actos y Contratos de las Empresas, Capítulo II Contratos Especiales para la Gestión de los servicios públicos, Artículo 39 Contratos especiales.

• El objeto del contrato de conexión es garantizar que las responsabilidades y derechos de las partes queden claramente determinadas, el usuario debe, por ejemplo, cumplir con estándares de calidad (diseño, especificación de equipos, pruebas, entre otros) a instalar en el punto de conexión y la aceptación del cumplimiento del reglamento de operación del cual es garante el dueño del punto de conexión. Por su parte, el transportador debe otorgar una capacidad de transporte garantizando el libre acceso con los criterios indicados en la ley y en la regulación.

• El contrato fija los procesos y tiempos que se requieren para la conexión de los Usuarios al STN.

• Los TN desarrollarán un formato de contrato de conexión que presentarán al CNO para su unificación y definición de un formato único a nivel nacional.

• Se requiere que el contrato en aquellos aspectos en donde pueda existir poder de mercado en la construcción, supervisión de la obra, entre otros, limite que la capacidad de dicho poder se concrete, para lo que se sugiere adoptar la siguiente estrategia:

En los aspectos en los cuales el TN es el único posibilitado para prestar un servicio se debe garantizar que dicho costo es el eficiente ya que es una actividad monopolística, dichos costos deberían ser regulados o derivarse de la regulación u obedecer a algún nivel de verificación de parte del regulador, quedando explícitos en el contrato de conexión.

100

Los costos en que deba incurrir quien se va a conectar a un punto de conexión que puedan ser incurridos directamente por el usuario sin obligación de recurrir al dueño del punto de conexión no requieren quedar especificados en el contrato de conexión.

• Especificar que las partes se acogen al cumplimiento de los acuerdos del CNO, y las normas que esto implica y a las disposiciones del RETIE.

• Establecer qué tipo de información debe entregar el Transportador al Usuario previos a la realización de los diseños.

• Especificar la duración del contrato y las diferentes causales de terminación del Contrato.

• Especificar los tiempos de respuesta de las partes ante la entrega de documentos e informes, especialmente en la etapa de diseños, especificaciones, etc.

• Indicar que el contrato se enmarca en la reglamentación de los servicios públicos domiciliarios y del código de comercio.

• Las partes deben identificar las responsabilidades sobre afectaciones a terceros, incluido el STN.

• El Contrato establecerá los aspectos operacionales del sistema en condiciones normal y de emergencia, de acuerdo con el Código de Operación.

• Establecer las obligaciones de las partes en la construcción de la conexión al STN.

• Establecer la ubicación del punto de conexión y condiciones para acceder a este.

• Establecer que los aspectos de telecomunicaciones deben enmarcarse dentro de la normativa del ente encargado para tal fin.

• Indicar que los diseños y especificaciones de las obras civiles deberán dar cumplimiento al “Reglamento Colombiano de Construcción Sismo Resistente - NSR” vigente.

• Incluir las garantías que consideren necesarias para asegurar el cumplimiento de sus obligaciones.

• Identificar y acordar las condiciones de modificaciones a la infraestructura existente.

• Incluir claramente las responsabilidades frente a terceros, y los costos de conexión que pueden derivarse de estas.

• Debe quedar explicita la responsabilidad del Usuario de realizar cambios de equipos ante exigencias regulatorias.

• Especificar que en el caso de multipropiedad el Transmisor dueño del punto de conexión canalizará las diferentes inquietudes.

• Coordinación de maniobras, reajuste de protección dentro de pruebas el TN tiene que identificar los terceros tener en cuenta).

• Establecer claramente quien o quienes deberían cambiar los sistemas de protección y control existentes en el punto de conexión, ya sea en la barra o las bahías de la línea donde se conecta, cuando estos deben ser modificados producto de la entrada de los proyectos.

• Los resultados de los estudios eléctricos, de protecciones y las pruebas relacionados con el punto de conexión presentados por el promotor del proyecto y la aprobación de estos por parte del agente que otorga el punto de conexión.

Por otra parte, es preciso incorporar las siguientes condiciones establecidas en el Artículo 21 de la Resolución CREG 001 de 1994:

101

• Materias adicionales tales como plazo del contrato, revisiones del mismo por cambios del sistema, garantías financieras y otros aspectos que se estimen conducentes para garantizar el cumplimiento del contrato.

• Instalación de los medidores apropiados, de los equipos de corte y protección y de otros aparatos que puedan necesitarse para permitir al transportador medir e interrumpir el suministro a través de la conexión

Se sugiere eliminar los siguientes ítems del Código 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.

• Debe otorgarse el mandato al Transportador para hacer uso eventual de la garantía de los equipos.

• El Usuario debe entregar al Transportador copia de las garantías de estabilidad de la obra suscritas

• Los derechos y deberes adquiridos cuando se otorga la autorización de conexión son transferibles en la medida en que dicha transferencia no limite o transgreda la ley, la regulación de los servicios públicos y los acuerdos contractuales establecidos frente al sistema y bilateralmente.

Posición en el CR

Numeral 6 del código de conexión.


Tabla 39 – Ventajas y desventajas de complementar el contrato de conexión


En cuanto a los costos de conexión, el contrato permite que en aquellos casos en donde pueda existir poder de mercado en aspectos relacionados con la construcción, supervisión, etc de las obras, la capacidad de dicho poder se limite discriminando si el Usuario puede o no realizar las obras directamente.

No aplica

La unificación del formato de contrato de conexión sigue el principio de neutralidad consignado en la Ley 142 de 1994.


La propuesta complementa y adiciona aspectos del numeral 6 del Código de Conexión, en cuanto a costos de conexión, definición de responsabilidades frente a terceros, etc., que dejan más específicas las obligaciones de los agentes y facilitan el proceso de conexión.

102

Acciones necesarias

Involucrados

CREG, Usuarios


• Armonizar la Resolución CREG 025 de 1995 con la Resolución CREG 001 de 1994.

• Incluir nuevos requisitos para la firma del contrato de conexión y eliminar los que se sugieren del numeral 6 del Código de Conexión.

Estudios técnicos

No se requieren

4.8. Definición del nivel de tensión nominal del STN


En el código de conexión se establece, en su numeral 7.5. Tensión, que la tensión nominal del STN es de 220 kV y 500 kV. Sin embargo, se hace la aclaración que para efectos de diseño de nuevas instalaciones se deberá realizar con una tensión de 230 kV.

Se recomienda mantener la recomendación de diseñar las nuevas instalaciones a 230 kV, como un objetivo de largo plazo para unificar los niveles de tensión del sistema

Posición en el CR

Numeral 7.5. del código de conexión.


Tabla 40 – Ventajas de la definición del nivel de tensión del STN


Esta propuesta permite unificar los niveles de

tensión del sistema en el largo plazo. No aplica


Acciones necesarias

Involucrados

CREG, UPME, XM


Unificar los criterios de planificación, diseño y operación del sistema en el Código de Redes considerando las características técnicas de los sistemas de cada región del país.

103

Estudios técnicos

No aplica

4.9. Delegación de responsabilidades


En la entrevista con el CNO este recomendó que CREG por mandato regulatorio le asigne la definición de todos los requisitos de protecciones del SIN, al respecto, dadas funciones del Ley del CNO y considerando que esta regulación es de carácter técnico y que puede requerir ajustes según evolucione el sistema y los desarrollos tecnológicos, resulta más apropiado que sea el CNO a quien se le encargue esta función.

Posición en el CR

Se propone modificar el Anexo CC4 del código de conexión.




CREG delegaría la responsabilidad de establecer

los requisitos de protecciones al CNO, siendo este

un organismo privado que acuerda aspectos

técnicos en términos de lo establecido en la Ley

143 de 1994 artículo 36.

No hay claridad de si el CNO mediante los subcomités

podrá asumir esta delegación o cuál sería la estrategia por

asumir de parte del CNO.


El CNO por Ley está facultado para acordar aspectos técnicos para garantizar la operación integrada del sistema interconectado y podría adoptar una estrategia interna para definir el alcance técnico de lo relacionado con protecciones

Acciones necesarias

Involucrados

CREG, CNO, Usuarios del Código de Redes.


Se requiere que la CREG mediante Resolución delegue esta responsabilidad.

Estudios técnicos

No aplica

104

4.10. Revisión de anexos: Anexo CC1 Requisitos para la conexión de líneas de transmisión al STN


A continuación, se listan algunas de las recomendaciones encontradas para el Anexo CC1.

• El Reglamento de Instalaciones Eléctricas RETIE o aquél que lo sustituya, adicione o modifique, deberá cumplirse obligatoriamente, en particular para este Anexo lo referido al Capítulo 5 Requisitos para el proceso de transmisión.

• En caso de que la UPME o un usuario requieran la utilización de tecnologías no reguladas en este anexo, tales como líneas HVDC deberán presentar a consideración de la CREG, directamente o través del Transportador dueño del punto de conexión un estudio técnico económico justificativo y que incluya las características detalladas pertinentes.

• Todos los criterios de diseño y especificaciones técnicas deberán asegurar que las líneas cumplan los niveles de confiabilidad, seguridad y calidad definidos para el STN, así como los requerimientos ambientales, durante toda la vida útil.

• Se modifica la definición de longitud de la línea de transmisión del STN:

2. 1 LONGITUD DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN DEL STN

Para todas las actividades relacionadas con diseño, cálculo, tendido, estimación de materiales y construcción, si la línea es de más de un circuito, la longitud se deberá discriminar por circuito. Se entiende que cada circuito está comprendido entre el pórtico de salida de la subestación que sirve de fijación al vano que lo une a la primera torre y según el caso, el pórtico de llegada de la subestación que sirve de fijación al vano que lo une a la última torre o el vano a la torre de la línea existente que se reconfigure, al conectar el circuito.

• Se incluye la definición de infraestructura compartida de líneas

• Se precisan referencias al RETIE y otras de carácter nacional, como en el caso de los requisitos de aeronavegación.

• En cuanto a los documentos técnicos se define lo siguiente:

Para el caso de líneas del STN, toda la información definida a continuación deberá presentarse en medio magnético a la UPME, quien verificará el cumplimiento del presente código. En caso de duda, la UPME podrá solicitar la información adicional que considere necesaria.

Para los activos de conexión, esta información deberá entregarse al transportador dueño del punto de conexión.

En los dos (2) casos, toda la información deberá ser conservada por el Transportador dueño del punto de conexión y estar disponible en caso de que alguna entidad competente la requiera.

• Se sugiere cambiar el título de Materiales por el de Especificaciones Técnicas de Suministro y Construcción con los siguientes requerimientos:

"3.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE SUMINISTRO Y CONSTRUCCIÓN

Todos los materiales utilizados y su instalación deberán garantizar la operación segura durante toda la vida útil de la línea.

105

Para cada uno de los componentes de la línea, se deben cumplir los requerimientos estipulados en el Capítulo 3 del RETIE (Requisitos de Producto).

Se deben presentar las especificaciones técnicas utilizadas para la adquisición de materiales, preparadas con base en las normas técnicas vigentes y en los requerimientos propios del proyecto. Se aceptarán normas técnicas y reglamentos de las siguientes entidades, dando prelación a las normas nacionales, luego a aquellas internacionales más utilizadas en Colombia y luego otras internacionales:

AISC: American Institute of Steel Construction.

ANSI: American National Standards Institute.

ASCE: American Society of Civil Engineers.

ASTM: American Standard for Testing and Materials.

AWS: American Welding Standards.

DAAC: Departamento Administrativo de Aeronáutica Civil.

NTC: Normas Técnicas Colombianas.

ICANH: Instituto Colombiano de Antropologís e Historia.

IEC: International Electrotechnical Commission.

IEEE: Institute of Electrical and Electronic Engineers.

MADS: Ministerio de Ambiente y Desarrollo sostenible

MME: Ministerio de Minas y Energía.

NSR 10: Código Colombiano de Construcciones Sismo Resistentes.

Posición en el CR

Anexo CC1




Incorpora el cumplimiento obligatorio de los requisitos RETIE.

NA

Indica el procedimiento para la inclusión de tecnologías no reguladas.

Se especifican responsabilidades en cuanto a la entrega y conservación de documentos técnicos.


La propuesta incorpora el cumplimiento obligatorio de los requisitos del RETIE, revisa y actualiza las referencias a este Reglamento, incluye nuevos requisitos en cuanto a Especificaciones técnicas de suministro y construcción y en lo referente a la inclusión de tecnologías no reglada y conservación y entrega de documentos técnicos.

106

Acciones necesarias

Involucrados

CREG, Usuarios, Transportadores, UPME


Modificación del Anexo CC1

Estudios técnicos

No se requiere

4.11. Revisión de anexos: Anexo CC2 Requisitos técnicos para subestaciones


A continuación, se listan algunas de las recomendaciones encontradas para el Anexo CC2, los detalles de estas y las recomendaciones para cada numeral se presentan en el archivo “Anexos Código de Conexión, hoja CC.2”

• El Reglamento de Instalaciones Eléctricas RETIE o aquél que lo sustituya, adicione o modifique, deberá cumplirse obligatoriamente, en particular para este Anexo lo referido al Capítulo 6 Requisitos para el proceso de transformación (Subestaciones).

• Se incluye que para el desarrollo de cada una de las fases del proyecto se deberá considerar y cumplir la legislación ambiental señalada en la regulación vigente.

• Se corrigen algunas referencias al RETIE

• Como lo recomendó el CNO, se sugiere exigir en nuevos proyectos el uso de transformadores de potencial con adecuado ancho de banda para el registro armónico.

• Cuando en la misma subestación se instalen circuitos de generación y carga, unos y otros deben alternarse y en lo posible asociarse a barras o secciones de barras diferentes. Si en este caso la subestación se prevé con configuración Barra Principal y Transferencia, ella debe tener seccionamiento de barras mediante doble interruptor de acople.

• Dentro de las condiciones especiales para el diseño y de acuerdo con la propuesta del CNO se sugiere incluir las definiciones de localización, selección de la configuración, coordinación de aislamiento y puesta a tierra, apantallamiento, obra civil, características técnicas de los equipos, etc.

Posición en el CR

Anexo CC2

107




Incorpora el cumplimiento obligatorio de los requisitos RETIE. N.A.

Inclusión explicita de condiciones especiales para el diseño de acuerdo con la experiencia del Consultor y la propuesta del CNO.


La propuesta incorpora el cumplimiento obligatorio de los requisitos del RETIE, revisa y actualiza las referencias a este Reglamento, e incluye entre otros, nuevos requisitos en cuanto al uso de transformadores de potencial con adecuado ancho de banda para el registro armónico.

Acciones necesarias

Involucrados

CREG, Usuarios, Transportadores


Modificación del Anexo CC2

Estudios técnicos

No se requiere

4.12. Revisión de anexos: Anexo CC3 Requisitos técnicos de telecomunicaciones



• Se sugiere que el CND desarrolle una guía con la definición de parámetros técnicos y operativos para el envío de datos considerando entre otros las características de los enlaces (protocolos de comunicación, disponibilidad y características de los enlaces, la calidad de las variables a transmitir (estampa de tiempo, edad de los datos, frecuencia de muestreo, disponibilidad de los datos), convenciones de signos, y especificaciones para cada tipo de instalación, así como las pruebas para verificar el cumplimiento de los requerimientos del CND.

En lo referente a infraestructura de telecomunicaciones, se sugiere incluir los siguientes requisitos:

RTU con doble puerto para conectividad multi sitio para tener redundancia, implementando enrutadores, interruptores u otros dispositivos para conmutación de canales y direccionar el tráfico a través de VLANs, o cualquier alternativa que pueda garantizar las protecciones.

Al respecto, el CND propondrá a la CREG estos aspectos y la velocidad de transmisión de los datos que se requiere.

108

Conectividad multi sitio para operadores de red, mejorando la disponibilidad de la infraestructura instalada.

Integración de medición sincro fasorial, para lo cual, el CND propone la ubicación de PMU, PDC y comunicaciones.

Concentradores de datos con tecnologías de publicación de datos en línea a la nube o internet de las cosas

• Se sugiere que el CND proponga los canales de comunicación de voz entre los Usuarios y el CND de acuerdo al estado de operación del sistema, por ejemplo, la regulación chilena prevé condiciones para las comunicaciones en estado normal, en estado de alerta y en estado de emergencia.

• En cuanto a la vigilancia, se sugiere que el CND exija en el caso que un evento o incidente ocurrido en el sistema esté siendo analizado o investigado por la SSPD y el registro de comunicaciones de voz se torne una evidencia necesaria para los anteriores procesos que el citado registro se conserve hasta que dichos procesos hayan concluido o exista pronunciamiento definitivo al respecto. Entendiendo que la SSPD está analizando o investigando un evento cuando así se lo indique al CND.

• Se propone que los Usuarios informen el personal autorizado a comunicarse con el CND a través de los canales de comunicación oficiales, para recibir instrucciones, entregar informaciones y tomar decisiones en nombre de éstos, esta información debe ser actualizada periódicamente y establecer un protocolo para retirar los permisos de acceso al personal que se retire de estas labores.

Posición en el CR

Anexo CC3




Permite la visualización, identificación y seguimiento de las oscilaciones, variaciones, restricciones, etc. que ocurren en la actualidad en las redes del STN, que tienen que ver directamente con la seguridad y calidad de servicio.

Puede requerir modificaciones de la infraestructura existente

En caso de eventos que estén siendo investigados en donde el registro de voz sea una evidencia, se sugiere que el CND exija que este se conserve hasta la culminación de la investigación, esto permite el seguimiento adecuado y transparente de los procesos.

Por otra parte, en aras de proteger la información, se sugiere que los usuarios informen el personal autorizado a comunicarse con el CND a través de los canales de oficiales, y que la lista de usuarios y permisos sea actualizada periódicamente.


109

La propuesta incorpora sugerencias relacionadas con nuevas responsabilidades del CND en cuanto a canales de comunicación de voz entre los Usuarios y el CND de acuerdo al estado de operación del sistema, nuevas exigencias para el seguimiento adecuado de los procesos iniciados por la SSPD donde el registro de voz sea una evidencia y algunas responsabilidades de los usuarios en cuanto a la protección de la información.

Se sugiere que el CND desarrolle una guía con la definición de parámetros técnicos y operativos de las comunicaciones.

Acciones necesarias

Involucrados

CND, CREG, Usuarios, Transportadores


Modificar el Anexo CC3

Estudios técnicos

Se sugiere que el CND desarrolle una guía con la definición de parámetros técnicos y operativos de las comunicaciones.

Se sugiere que el CND proponga los canales de comunicación de voz entre los Usuarios y el CND de acuerdo con el estado de operación del sistema y las condiciones para la adecuada vigilancia del sistema en términos de conservación de registros de voz.

4.13. Revisión de anexos: Anexo CC4 Requisitos técnicos de protecciones



• Se recomienda incluir como requerimiento adicional para los sistemas de protección que estos deben proporcionar información sobre las fallas, tal que permita detectar las causas de estas y verificar el desempeño del sistema de protección ante la condición de falla.

• Se sugiere realizar anualmente una auditoria que permita verificar entre otros aspectos:

Que los esquemas de protecciones cumplen con los requerimientos del CC y los acuerdos del C.N.O.

Que el sistema de protecciones de una SE, corresponde en sus especificaciones con las reportadas por el TN dueño del punto de conexión.

Que se dispone en la subestación de los planos de conexionado de los sistemas de protecciones.

Que los ajustes de los relés corresponden a los ajustes reportados al CND.

Se verificará la existencia de redundancias y la no existencia de limitaciones en la independencia de su operación.

Se verificará que se disponga en la subestación de la hoja de vida de los sistemas de protección, en las cuales debe poderse verificar las intervenciones que se han realizado, indicando las acciones que se han tomado, la modificación de ajustes.

110

Se verificará que estén siendo llevadas las diferentes señales que deben ser registradas en el registrador del SOE.

Para los sistemas de tele protección se revisará que se empleen canales de comunicación exclusivos.

Para las configuraciones que lo requiere se verificará que existe protección de zonas muertas.

Para las instalaciones que lo requieran por el uso de diferentes tecnologías, se verificará que existen las interfaces que permiten la operación integral de las protecciones.

Esta auditoria debe incluir a todos los agentes conectados al STN, a los generadores y a los TN. El CND realizará los TDR para la ejecución de las auditorias, para lo cual debería iniciar por las SEs con mayor tamaño (según la cantidad de unidades constructivas en la SEs), según la capacidad de transformación instalada, según el número de líneas. Según los niveles de tensión interconectados en la SE, según el impacto de una mala coordinación, entre otros criterios que pueda establecer el CND. Al cabo de dos (2) años es necesario que se hayan auditado todas las subestaciones del STN, de ser el caso el CND podrá contratar a más de una firma auditora.

• El C.N.O elaborará una guía de planificación, diseño y prueba de los sistemas de protección, control y comunicaciones del STN. Esta guía considerará entre otros:

• Aspectos para la planificación, selección y conexión de los sistemas de protección, esquemas de control y comunicaciones considerando las particularidades de los elementos y equipos.

• Entregará lineamientos enfocados a la redundancia del sistema de protecciones en barras y evaluará la conveniencia de involucrar lineamientos enfocados a la redundancia local.

• Recomendaciones relacionadas con supervisión de canales de comunicación y condiciones para el acceso remoto a los dispositivos de protección de los sistemas de potencia

• Analizará la necesidad de desarrollar una metodología para el cálculo de disponibilidad del esquema de tele protección.

• Por otra parte, es preciso que la guía establezca tiempos para el envío de información e incentivos para la mejora de la indisponibilidad de los sistemas de tele protección, considerando el tipo de instalación que se protege y los equipos de medición requeridos.

• Actualización de los requisitos de los canales de comunicación, relacionados con la disponibilidad del esquema de tele protección e incorporación de sistemas de supervisión para su verificación.

• Consideraciones relacionadas con la selección sobre la exigencia y responsabilidades frente a la realización de análisis de SIR (Source Impedance Ratio) para las líneas de transmisión, análisis de cortocircuito de efectos INFEED, análisis de criticidad de subestaciones y análisis de tiempo critico de despeje de fallas, y de la necesidad y posibles transiciones que puedan requerirse al incorporar este tipo de análisis para la infraestructura existente.

• Adicionalmente se proponen los siguientes aspectos:

En el estudio de viabilidad técnica se deberá establecer los requisitos en cuanto a protecciones del área de influencia del proyecto, para esto el Transportador consultará al CNO y transmitirá las exigencias establecidas al Usuario.

111

Con el fin de garantizar que los relés que se instalan en el STN y en las conexiones al STN el CND tipificará los tipos de falla para que sirva de referencia y permita la operación oportuna, confiable, selectiva de los sistemas de protección de tal forma que previo a la presentación del estudio de coordinación de protecciones de parte del usuario al CND el usuario pueda verificar el desempeño de su esquema de protección ante estas fallas típicas.

• En cuanto a las pruebas al sistema de protecciones, se sugiere incluir como parte del Anexo CC4 las siguientes:

Pruebas end to end de relés.

Pruebas de inyección primaria y secundaria de circuitos de control y protección.

Pruebas de direccionalidad de los relés.

Pruebas de estabilidad de las protecciones diferenciales de líneas, barras, generadores y transformadores.

Pruebas de energización de equipos inductivos con su respectiva medición de corrientes residuales y el impacto sobre el desempeño de los relés de protección en el área de influencia.

• Se sugiere que el voltaje de saturación en la operación normal para un Ct no debe superar el 50% de la zona lineal o zona no saturada.

• Por otra parte, se sugiere incorporar dentro del Anexo CC4 requerimientos en cuanto a protecciones de transformador de potencia y reactor, protecciones de condensadores y de generadores conectados al STN, en línea con la propuesta del CNO, ya que en el Anexo vigente no se cuenta con especificaciones para estos equipos.




Entrega a cada agente la responsabilidad clara frente al esquema de protecciones de su área de influencia.

No Aplica

Se incorporan requerimientos de protecciones para equipos que no disponen de especificaciones en el código vigente

Se propone la realización de una auditoria para verificar temas relacionados con el sistema de protecciones.

Se sugiere que el CNO establezca una guía de planificación, diseño y prueba de los sistemas de protección, control y comunicaciones del STN


La realización de las auditorias y la estructuración de la guía de planificación, diseño y prueba de los sistemas de protección, control y comunicaciones del STN contribuyen a la planificación, selección y funcionamiento confiable del sistema de protecciones del STN.

112

Acciones necesarias

Involucrados

CREG, CND, Usuarios, Transportadores


• Modificación del Anexo CC4 del Código de Conexión.

• Establecimiento de las condiciones para la realización de auditorías.

Estudios técnicos

No aplica

4.14. Revisión de anexos: Anexo CC5 Requisitos técnicos del sistema de registro de fallas



• En términos generales, se sugiere adoptar la propuesta del CNO, lo cual podría hacerse mediante Acuerdo, en caso de requerirse el análisis de normatividad adicional, este podría desarrollarse a partir de la metodología propuesta por el Consultor.

• Toda subestación debe tener sistemas de registro de fallas con capacidad de captura de 16 muestras por ciclo, con arranque ante eventos que generan apertura de interruptores por operación de protecciones, estampa de tiempo sincronizada por GPS, tiempo total de registro de 80 ciclos, tiempo de pre falla 20 ciclos, como señales analógicas se registrarán las tensiones de fase, y la tensión residual en el caso de ser necesario, y cuatro señales de corriente (corrientes de fase y corriente residual)

Las señales binarias se identificarán individualmente y por separado (orden general de apertura, orden individual de apertura, por cada función de protección, arranque de la función de protección activada, envío y recepción de señales de tele protección, envío y recepción de señales de transferencia de desenganche directo si corresponde.

• Toda la información asociada, debe ser registrada en un soporte duro (como memoria USB)

• Se sugiere que solo se midan fallas con una duración mayor a 0.5 ms y el sistema no debe tener un retraso mayor a 2 ms en el registro.

• Se sugiere registrar la siguiente información para fallas “graves” como se hace en España, deben ser registradas con cuando menos la siguiente información:

Hora

Fecha

Dirección

Equipo que soportó la falla

Causas trazables

• Se prevé la siguiente transición para la implementación de los requisitos técnicos de los registradores de falla:

113

Exigencia de requerimientos para conexiones nuevas

Las conexiones que empleen registradores con una vida útil de más de 10 años implementaran las nuevas exigencias en un término de 1 año

Las conexiones que empleen registradores con una vida útil de menos de 10 años implementaran las nuevas exigencias en cuando el equipo haya cumplido la vida útil de 10 años.

• Cada agente (T, G o usuario) debe elaborar y entregar un inventario de registradores de falla al CND para cada uno de sus puntos donde el código le haya requerido instalar registradores, en este inventario deberá entregar al CND la fecha de instalación y de cambio de su registrador considerando lo establecido en párrafo anterior.

• Es preciso que el CND verifique la sincronización del sistema SOE al menos una vez al año.

Posición en el CR

Anexo CC5




Estandarización de los procesos de control y vigilancia que se adelantan ante un evento no programado en el sistema.

Se propone la verificación de la sincronización del sistema SOE


La propuesta permite la actualización de los requerimientos para el registro de fallas en aras del adecuado funcionamiento del sistema incorporando elementos como el ya mencionado sobre el inventario de registradores de fallas, y la transición para que los elementos existentes se adapten a las nuevas exigencias.

Acciones necesarias

Involucrados


Estudios técnicos

No se requieren.

4.15. Revisión de anexos: Anexo CC6 Requisitos técnicos del sistema de supervisión y control



114

• La calidad de la información y los sistemas de supervisión y control estaría definida por los siguientes criterios:

La capacidad del sistema de entregar la información con la frecuencia y velocidad requerida.

La capacidad de disponer de respaldo en los diferentes equipos y sistemas que permiten que la información llegue al CND.

Los equipos y medios empleados permitan disponer de la información con la resolución requerida.

La capacidad para emplear la misma referencia de tiempo empleada por el CND.

La capacidad del sistema para que en caso de perderse la comunicación y el envío en tiempo real permita su almacenamiento hasta recuperar la comunicación.

La compatibilidad con los sistemas empleados por el CND.

• Se sugiere que, los Usuarios a los que se les requiera sistema de gestión de activos, elaboren un informe anual al CND con el estado de su sistema de supervisión.

• Se sugiere en cuanto a los protocolos de comunicación, que el CNO revise su vigencia, y en el caso en el que se requiera adelantar cambios a sistemas o protocolos modernos prevea transiciones de acuerdo con la vida útil de los activos.

• Se propone que en todos los circuitos donde haya generación distribuida deberían tener la supervisión y control que se requiere en el STN.

• Es preciso armonizar el requerimiento de adquisición de señales dado para el registrador de fallas y el entregado para las funciones de supervisión y control

• El CND puede requerir las otras magnitudes adicionales a supervisar, por ejemplo:

Potencia reactiva por los equipos de compensación de potencia reactiva, indicando la dirección del flujo.

Frecuencia medida en diferentes barras del STN.

Temperatura ambiente en diferentes subestaciones con barras del STN.

Posición de asociados a los equipos de compensación de potencia reactiva.

• Los equipos empleados por los Usuarios para los enlaces deberán garantizar una disponibilidad de la información, tanto en el centro de control como el CND mayor o igual a 99,5% medida en una ventana móvil de 12 meses, incluyendo en el cómputo a los canales de comunicación de datos. El CND deberá establecer la metodología de medición de esta disponibilidad.

• Se esperaría que el CND reciban directamente las señales que deben supervisar.

• Como se recomienda en la regulación chilena, los datos que se integren a la base de datos de Tiempo Real deberán registrarse con un retardo no superior a 5 segundos contados desde el momento de su ocurrencia. En el caso de los cambios de estado estos deberán ser enviados con la respectiva estampa de tiempo, usando la versión adecuada del protocolo de comunicación previsto por el CNO.

• Adicionalmente, aquellas instalaciones que el CND indique, deberán disponer de servicios de telecomunicaciones adecuados para la transmisión unidireccional hacia el CND de variables fasoriales en tiempo real, que permitan efectuar el monitoreo de la operación dinámica del sistema.

115

Posición en el CR

Anexo CC6




Se entregan criterios para garantizar la calidad de la información y los sistemas de supervisión y control, y su control por parte del CND.


La propuesta permite la actualización de los requerimientos para el registro de fallas en aras del adecuado funcionamiento del sistema, por ejemplo, como se mencionó, se sugiere que en las instalaciones que el CND indique, se realice la transmisión unidireccional hacia el CND de variables fasoriales en tiempo real.

Acciones necesarias

Involucrados


Estudios técnicos

No requiere.

4.16. Revisión de anexos: Anexo CC7 Guías para elaboración y presentación de planos en el sitio de conexión



• Se adoptan algunas de las sugerencias entregadas en la propuesta del CNO en lo que respecta a la presentación de planos, manuales y pruebas.

• Se sugiere indicar expresamente que los planos exigidos serán los planos “As built” o como construido.

Posición en el CR

Anexo CC7

116




Los planos as built permiten tener el registro final del proyecto


Acciones necesarias

Involucrados

CREG, Usuarios, Transportadores

Estudios técnicos

No se requiere

4.17. Temas específicos de los Anexos

En el documento Anexo a este informe, se presentan recomendaciones específicas relacionadas con los Anexos del Código de Conexión vigente.

117

5. Recomendaciones del Código de Operación – Fase I

5.1. Revisión de: objetivos, cubrimiento y definiciones del CO

Motivación y descripción de la modificación y/o recomendaciones

Uno de los objetivos del Código es establecer los criterios, procedimientos y requisitos de información necesarios para la operación de los recursos del SIN, por tanto, se considera fundamental que dentro de los objetivos se establezca que la información sea de buena calidad, entiéndase como que toda la información requerida para la coordinación, supervisión y operación cuente con una sincronización horaria, que los datos que se incluyan en la base de datos de tiempo real se registren en un tiempo determinado contados desde el momento de su ocurrencia, frecuencia de muestreo, periodicidad de datos, precisión de las medida, validez de la información, disponibilidad de la información, entre otros aspectos.

En cuanto a quién debe aplicar el Código de Operación, entendiéndose como de obligatorio cumplimiento, se deben incluir a los generadores distribuidos y en general a cualquier tipo de agente que se conecta al SIN.

Finalmente, se recomiendan actualizar, complementar y/o precisar algunas definiciones del Código.

Posición en el CR

En caso de implementarse las anteriores recomendaciones, los ajustes se tendrían que hacer en los numerales 1.1, 1.2 y 1.3 del actual Código de Operación.


Tabla 49 – Ventajas y desventajas de las recomendaciones


Información de calidad

• Contar con información precisa, completa, oportuna, de relevancia y comprensible para gestionar, con calidad, la operación del sistema.

• Transparencia y trazabilidad de la información.

• Se reduce la duplicidad de información

NA

Inclusión de GD y cualquier tipo

agente

• Claridad acerca de a quién aplica el Código de Operación: tanto a quienes operan o coordinan la operación del sistema, según corresponda.

NA

Actualización y/o modificación de

definiciones

• Establece el significado que tendrían las definiciones en cuanto a la aplicación del Código.

NA

Fuente. Elaboración propia

En esta propuesta se identificaron una serie de ventajas sin encontrar una desventaja o repercusión en la aplicación de la propuesta. Por esta razón, la conclusión va dirigida a la implementación de la recomendación.

118

Acciones necesarias

Involucrados

CREG; XM (CND); y agentes del SN.


Actualizar, complementar y modificar el capítulo 1 del Código de Redes, conforme las recomendaciones descritas anteriormente. En cuanto a las definiciones están en la matriz de comentarios al Código de Operación adjunto a este documento.

5.2. Consejo Nacional de Operación (CNO)


Dado que el CNO es uno de los principales actores del Código de Redes, y en particular del Código de Operación, se propone lo siguiente:

1. Complementar la definición del CNO, con lo indicado en el artículo 172 de la Ley 142 de 1994, en particular lo relacionado con “la preservación de las condiciones de competencia”. El referido artículo establece:

“ARTÍCULO 172. CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN. Créase el Consejo Nacional de Operación que tendrá como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación conjunta del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación, todo con sujeción a los principios generales de esta Ley y a la preservación de las condiciones de competencia.

Las decisiones del consejo nacional de operación serán apelables ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible.”

2. Se sugiere incluir un capítulo en el Código de Operación en el cual se establezcan los aspectos que podría desarrollar el CNO, esto en el marco de las facultades legales de la CREG para definir el Reglamento de Operación. Principalmente, se propone que el CNO realice las siguientes labores:

• Desarrollar y adoptar mediante Acuerdo, el debido proceso para efectuar las aclaraciones, interpretaciones y/o aplicación del Código de Redes en lo referente al objeto legal del CNO, para lo cual deberá considerar la regulación en su integridad. En el evento que el CNO identifique posibles errores, vacíos o múltiples interpretaciones de la regulación deberá informar y proponer a la CREG ajustes regulatorios para lo cual se sugiere considerar el siguiente procedimiento:

a. Identificar el Comité o subcomité que debe estudiar el tema.

b. Identificar posibles conflictos éticos o de interés y evitarlos.

c. El respectivo Comité o subcomité deberá elaborar una propuesta de interpretación para lo cual se sugiere considerar lo siguiente: revisar integralmente la regulación, identificar las posibles interpretaciones, fundamentar las razones para aceptar o rechazar una interpretación, proponer la interpretación que, a su juicio, y considerando los análisis previos, sea la más adecuada.

d. Remitir copia de la interpretación a la CREG.

e. En caso de no existir acuerdo en el CNO sobre la interpretación o aplicación del código, es la CREG quien finalmente dirime la controversia

119

• Proponer a la CREG, la agenda de trabajo anual de temas de estudios y/o análisis que el CNO considere relevante desarrollar para actualizar y/o complementar aspectos del Código de Operación. Se recomienda que esta agenda de trabajo sea determinada en octubre de cada año, y deberá disponer de fechas de ejecución, publicación y plazos para la ejecución de estos. A criterio de la CREG, los estudios y/o análisis desarrollado podrán ser de conocimiento de los agentes para sus comentarios.

• Establecer un procedimiento para proponer a la CREG ajustes regulatorios. Se sugiere considerar los siguientes aspectos:

a. Referir la motivación

b. Establecer los antecedentes regulatorios del tema.

c. Establecer los vínculos con otros temas.

d. Establecer referentes internacionales

e. Identificar alternativas.

f. Desarrollar las alternativas.

g. Identificar los posibles impactos de las alternativas.

h. Evaluar las alternativas según corresponda con evaluación económica, evaluación multi criterio, evaluación costo eficiente. Estas evaluaciones se realizarán según los impactos.

i. Proponer la mejor alternativa según los resultados de la evaluación.

j. Identificar si se requiere transiciones.

k. Identificar las derogaciones implícitas o explicitas.

l. Enviar solicitud formal a la CREG.

Para realizar el ejercicio de propuestas regulatorias para la CREG, el CNO podría considerar estudios realizados por terceros y/o por los miembros de los Comités o Subcomités que conforman el CNO, en cuyo caso debe verificarse el cumplimiento de la no existencia de inhabilidades o conflictos éticos o de intereses, la capacidad técnica de los profesionales que desarrollarán el estudio, la aceptación de los resultados en consenso por parte del CNO para que la propuesta de modificación sea presentada a la CREG y/o adoptada mediante Acuerdo.

Posición en el CR

Se recomienda introducir un nuevo capítulo en el Código de Operación.




Coordinar las agendas CREG - CNO, en los aspectos operativos. Desarrollo de micro regulación técnica.

Posible pérdida del control de parte de la CREG.

Flexibiliza modificaciones al Código de Operación, permitiendo una actualización oportuna.

Reduce el espacio de posibles interpretaciones.

120


Ya que se requiere de un previo concepto por parte de la CREG, la desventaja planteada se mitiga.

Acciones necesarias

Involucrados:

CREG; CNO


• Desarrollo y coordinación una de agenda de trabajo para el desarrollo de micro-regulación técnica.

• Establecimiento de procedimientos que permitan al CNO presentar propuestas de modificación y actualización al Código de Operación, frente a la CREG y/o para interpretación y aplicación del Código de Redes, en lo de su competencia, permitiendo que se disminuyan los tiempos requeridos para realizar ajustes al CR.

5.3. Planeamiento operativo con FNCER


Como se ha venido mencionando anteriormente, la producción de energía de las plantas eólicas y solares obviamente depende del clima, y su producción de energía varía considerablemente debido a los cambios en las condiciones del viento o en la radiación solar. Esta variabilidad es fundamentalmente diferente de otras unidades de producción controlables, como en particular las centrales eléctricas convencionales, y preocupa a los operadores de la red, a las empresas de servicios públicos y a los participantes del mercado cuando ocupan una proporción cada vez mayor dentro del sistema eléctrico. En atención a esto, la experiencia internacional ha mostrado que adecuados pronósticos de generación basados en modelos numéricos del clima, tanto en escenarios de corto como de largo plazo, ayudan a reducir costos y los riesgos asociados a los errores en la predicción y/o asignación de estas fuentes, impulsado así su crecimiento y permitiendo una operación confiable, segura y económica de los sistemas de potencia.

De acuerdo con el tipo de planeamiento que se esté desarrollando, se propone proveer de información acorde con dicho planeamiento:

• Planeamiento operativo energético indicativo de largo plazo: Con el fin de prever la operación de los recursos solares y eólicos, se propone que para permitir la entrada en operación comercial de dichas pantas en categorías B y C, estas entreguen al CND series de datos correspondientes a las variables meteorológicas definidas en la sección del código de planeamiento; con un horizonte de mínimo diez (10) años (de acuerdo con revisiones internacionales para), que contenga un mínimo de un (1) año completo de mediciones reales hechas en el sitio de instalación una resolución no superior a treinta (30) minutos. El tiempo restante podrá ser estimado con fuentes de información secundarias con una resolución no superior a una (1) hora. Se debe asegurar que estas fuentes secundarias presenten una alta correlación con los datos medidos en sitio y sean representativos de los mismos.

• Coordinación de mantenimientos. Dentro del planeamiento operativo energético de largo plazo, actualmente la coordinación de mantenimientos se hace para las plantas despachadas centralmente. Debido al crecimiento de la generación no despachada centralmente, y la consecuente pérdida de confiabilidad, se propone incluir en la coordinación de mantenimientos toda la generación eólica y solar perteneciente a la Categoría C de la presente propuesta. Y dada la justificación planteada, se propone que esta propuesta se extienda a toda la generación conectada al STN y STR.

121

• Planeamiento operativo energético de mediano plazo: Con el fin de reducir el nivel de incertidumbre en el planeamiento operativo eléctrico y energético de corto plazo y permitir validar de mejor forma que se cumplan con los márgenes de seguridad y confiabilidad del SIN ante la integración e aumento de la penetración de fuentes intermitentes en el sistema, se propone que el operador elabore un pronóstico semanal con resolución de al menos una hora para la generación de las plantas solares y eólicas pertenecientes a la categoría C de la presente propuesta. Esto aportará entre otras cosas a lograr una programación eficiente y segura de mantenimientos en el SIN.

• Planeamiento eléctrico: Dada la ya discutida variabilidad de las FNCER, la experiencia internacional ha demostrado que pronósticos de disponibilidad de capacidad real de estas plantas en el corto y muy corto plazo, permite a los operadores garantizar confiablidad y economía en la operación de los sistemas. Incluso se ha identificado que en países con condiciones meteorológicas similares a Colombia se piden estas disponibilidades. Tal es el caso de la regulación centroamericana8, la cual exige información en tiempo real de parámetros de potencia de salida, de disponibilidad y de variables atmosféricas según corresponda, con el fin de producir un pronóstico de operación de cada 15 minutos, con horizonte de 4 horas. De acuerdo con lo anterior, y teniendo en cuenta que el CND (como se reconoce en las entrevistas realizadas previamente, para el desarrollo del diagnóstico o Producto 1 de la consultoría) está poniendo en marcha la implementación de un sistema automatizado de emisión de instrucciones de operación cada 5 minutos, se propone que las plantas solares y eólicas pertenecientes a las categoría C envíen al operador el valor de potencia máxima y de porcentaje de potencia disponible en uno horizonte de una hora, con resolución de 5 minutos y actualización de cada 5 minutos. Para las plantas solares y eólicas de categoría B, el operador podrá solicitar la misma información, dependiendo de las necesidades que considere, con el fin de garantizar confiabilidad y seguridad en la operación del sistema.

Posición en el CR

En el código de operación, se sugiere añadir la propuesta sobre Planeamiento operativo energético indicativo de largo plazo en el numeral Información Básica.

Con respecto a la propuesta sobre coordinación de mantenimientos, se sugiere que el numeral 2.1.1.3 del Código de Operación añada un apartado que indique que “Las empresas propietarias u operadoras de las plantas conectadas al STN y STR, ingresarán su programa de mantenimientos y/o desconexiones mediante un sistema de información desarrollado por el CND, con el propósito de garantizar la reserva de potencia necesaria para la operación confiable y segura del SIN”.

La propuesta sobre Planeamiento operativo energético de mediano plazo se propone añadir en el numeral 2.1.2 del código de operación, como un apartado adicional a dicho numeral.

En cuanto a la propuesta sobre planeamiento eléctrico, se sugiere que esta se incluya como un apartado adicional en el numera 2.2.1. Información Básica

8 RESOLUCION-CRIE-70-2018. Comisión Regional de Interconexión Eléctrica de Centroamérica

122




Mayor confiabilidad y seguridad en la operación del sistema

Posible desincentivo de inversión en FNCER al aumentar los requisitos en sistemas de predicción y de comunicación a desarrolladores de proyectos

Mejor planeamiento de largo plazo al incluir el plan de mantenimiento de todas las fuentes conectadas a STN y STR, sean despachadas centralmente o no

Posible demora en la entrada de proyectos actuales que no tengan datos meteorológicos medidos en sitio.


Acciones necesarias

Consulta con el CND y agentes desarrolladores de proyectos si las propuestas presentadas se pueden implementar de inmediato, o si se propone un tiempo de transición mientras se implementan los sistemas de comunicaciones y/o predicción propuestos.

5.4. Costo de racionamiento


El valor de los costos de racionamiento impacta tanto la operación como el planeamiento: diseño de los sistemas de abastecimiento de los servicios (confiabilidad), como señal de expansión, programación de cortes cuando no es posible atender toda la demanda, entre otros, por tanto, su actualización es necesaria.

De acuerdo con la definición actual establecida en el Código de Operación “Estos costos son revaluados anualmente por la UPME para ser aplicados a partir del comienzo de la estación de invierno y actualizados mensualmente de acuerdo con las proyecciones oficiales de los índices de precios al consumidor nacional”. Al respecto se propone ampliar el término en el cual se actualiza el estudio de Costos de Racionamiento, por ejemplo, a tres años o antes si así lo determina la UPME, permitiendo que se emplee indexadores para la actualización de los costos anualmente, por ejemplo, con base en una canasta de índices macroeconómicos (IPC energía, precios de combustibles, crecimiento de la economía, entre otros), metodología que podría establecer y adoptar la UPME.

Posición en el CR

Complementar la definición dada para Costos de Racionamiento en el Numeral 1.3 del Código de Operación.

123




Mantener las señales de expansión actualizadas lo cual permite disponer de planes flexibles.

NA


En el supuesto de la aplicación de esta propuesta se identificó la ventaja de mantener actualizadas las señales de expansión y disponer de los planes flexibles, y en contraste no se identificaron desventajas.

Acciones necesarias

Involucrados

CREG; UPME


Actualización de la definición del costo de racionamiento y encargo de su actualización e indexación a la UPME. La UPME, por su parte tendría que desarrollar la metodología y establecimiento del o los indicadores para la actualización de los costos.

5.5. Requerimientos de información para el planeamiento operativo


Dado el avance tecnológico en los equipos que componen el sistema eléctrico, la inclusión de nuevas tecnologías de generación y la implementación de sistemas de control y supervisión con tiempos de respuesta más cortos, lo cual ha conllevado a la estructuración de un sistema de generación, transmisión y distribución más complejo y dinámico, se requieren también de análisis más robustos y ajustados a la realidad. A partir de las entrevistas desarrolladas a todos los actores involucrados y la revisión internacional sobre los requerimientos de información para la realización del planeamiento operativo del sistema, se propone la inclusión y modificación de los siguientes aspectos en materia de información fuente básica:

• Para fuentes de generación hidráulica, inclusión de curvas de factor de conversión vs. volumen del embalse; relación entre la potencia de la planta y el volumen de esta; y los niveles de guías de operación, con el fin de que el CND pueda aplicar técnicas de modelamiento con niveles de incertidumbre menores a los actualmente obtenidos.

• Sobre los recursos hidráulicos, inclusión de las series hidrológicas de todos los recursos sin importar el tamaño ni el tipo de despacho utilizado. El CND especificaría el nivel de detalle requerido y la periodicidad, dependiendo del tipo de modelamiento a emplear.

• Para las plantas térmicas, incluir información sobre los combustibles, teniendo en cuenta precios y disponibilidad de estos; además de los detalles de las plantas regasificadoras.

• En concordancia con el procedimiento de información propuesto en el Código de Planeamiento, para la recopilación de información de los agentes para la base de datos que se emplearía para la elaboración de los planes de expansión desarrollados por la UPME, tendría que ser el CND un

124

usuario también de esta información con el fin de incluir en el planeamiento operativo el impacto de los proyectos futuros, tanto de transmisión como de generación.

• Incluir dentro de la información básica del planeamiento operativo, aquellos datos solicitados dentro de otros procesos regulatorios, como por ejemplo el cargo por confiabilidad.

• Dada la proyección realizada por la UPME de incorporación masiva de fuentes de generación no sincrónicas, se recomienda la inclusión de variables meteorológicas las cuales están asociadas al del recurso primario como aportes hídricos, velocidad y dirección del viento, irradiación global horizontal, temperatura, presión. Esta información se amplia y precisa en el numeral siguiente de este documento, que hace referencia explícita a los sistemas de generación soportados por FNCER.

• Se recomienda considerar en cada uno de los puntos de información solicitado, el nivel de detalle en el que se requiere la información para la realización de las proyecciones, así como el nivel de calidad de esta. Esto se evidencia con un ejemplo puntual, en el caso de las plantas hidroeléctricas actualmente sus datos son extraídos a través de balances operativos, los cuales generan mayor incertidumbre en los datos obtenidos. Por esta razón, es importante aclarar los criterios y métricas para el reporte de la información, cumpliendo prácticas internacionales o estándares en la materia. Por ejemplo, en los casos que aplique se sugiere seguir las disposiciones de la Organización Mundial de Meteorología- WMO.

• Dada la implementación del cargo por confiabilidad, el concepto de Niveles Mínimos Operativos se eliminó como parte de las consideraciones de la operación del sistema, y a partir de esto, no cuentan con efecto dentro de la operación. La propuesta considera eliminar el término del Código de Redes.

• El CNO en reuniones y comités ha identificado la necesidad de aumentar la resolución del reporte de las series históricas de los recursos renovables, convencionales y no convenciones, para ser utilizado en los planeamientos energéticos y eléctricos en todas las escalas de tiempo analizadas (largo, mediano, corto y muy corto plazo). Dada la intermitencia de las FNCER, se pone en consideración replantear la frecuencia de los datos, ya que en estos casos se requiere de información cinco-minutal y horaria para cada recurso, para con ello realizar de manera correcta los análisis en el Planeamiento Operativo. El no contar con este nivel de detalle en la información, implica una mayor programación de las reservas para la regulación de frecuencia primaria y secundaria, además de una limitante en la realización de pronósticos de generación y en la determinación de los requerimientos de rampa del SIN teniendo en cuenta los porcentajes de integración de las FNCER en el sistema.

• Actualmente, el planeamiento eléctrico desde el Código de Operación no cuenta con una especificación detallada de la información básica solicitada para la realización de las proyecciones en los diferentes horizontes de tiempo. La propuesta consiste en la inclusión de una lista detallada de la información mínima a reportar por parte de los actores para la realización del planeamiento operativo eléctrico; además de especificar la responsabilidad en el reporte, el nivel de detalle y calidad de la información requerida, los plazos de entrega y los criterios específicos de su reporte.

• En general, se recomienda indicar los responsables del reporte de la información para la realización del Planeamiento Operativo (energético y eléctrico), plazos, frecuencia, y demás aspectos necesario para garantizar la oportunidad y actualización de los datos.

Posición en el CR

Numerales 2.1.1.1 y 2.1.2.1 del Código de Operación actual.

125




• Amplía la posibilidad del modelamiento y la realización de pronósticos del sistema de generación y eléctrico

• Incluye todas las fuentes de energía, lo que puede generar pronósticos más cercanos a la realidad

• Identifica las interacciones de las nuevas fuentes de energía (FNCER) con el sistema eléctrico

• Homogeniza la terminología con los demás documentos regulatorios dando claridad con los términos utilizados

• Mejora el insumo para la realización del modelamiento del sistema

• Permite proyectar más información y datos de interés

• Permite calcular la incertidumbre de los datos proyectados

• Mayor complejidad para la realización de los análisis

• Adiciona tareas a los actores

• Dejando explícita la información requerida en el planeamiento eléctrico, al incluir un nuevo requerimiento de información se tendrá que realizar la modificación de la regulación.


La mayor complejidad en los análisis es la que permite modelar con mayor detalle el desempeño del sistema, por lo cual se debe adaptar el modelamiento y los recursos a estas necesidades. Por otro lado, una metodología ágil para la actualización de la regulación mitiga la desventaja de incluir explícitamente la información requerida para el planeamiento eléctrico y su requerimiento de modificación posterior.

Acciones necesarias

Involucrados

UPME; CND; XM; CNO; TN; Generadores


Actualización de los numerales 2.1.1.1 y 2.1.1.2 para incluir nueva información y ampliar el alance requerido en cuanto a calidad, responsables, plazos de entrega y demás especificaciones a considerar para la entrega de la información.

5.6. Suministro de información adicional referente a las FNCER


Dada la inminente inclusión de las fuentes solares y eólicas dentro del SIN, se hace necesario establecer los nuevos parámetros que correspondan al funcionamiento de éstas, y a la declaración de los datos meteorológicos que determinan su comportamiento, con el fin de construir un sistema confiable y razonable en pro de tener una operación segura del SIN.

De acuerdo con las experiencias internacionales evaluadas, los pronósticos de generación para las Fuentes de energía intermitentes se realizan de manera centralizada, descentralizada o mixta. En el escenario centralizado el Operador del Sistema, realiza por cuenta propia o por medio de un tercero los

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pronósticos para todo el sistema, de acuerdo con la resolución temporal y espacial y los horizontes de tiempo que mejor se adapten a sus prácticas operativas y de mercado. En este enfoque, las plantas intermitentes envían al operador la información meteorológica y de disponibilidad necesaria para la elaboración de los pronósticos. En el escenario descentralizado, las plantas producen por cuenta propia, o por medio de un tercero, sus propios pronósticos y los envía al Operador. Normalmente bajo este esquema se entregan y producen pronósticos por planta. La resolución temporal y espacial y los horizontes de tiempo con que las plantas entregan los pronósticos son definidos por la autoridad competente de acuerdo con las prácticas operativas y de mercado en cada sistema.

En el esquema mixto, el cuál es el referente más utilizado, se producen y utilizan al mismo tiempo pronósticos centralizados y descentralizados. Usualmente los pronósticos centralizados se utilizan para actividades relacionadas con la seguridad en la operación del sistema, tales como programación de mantenimientos, reservas y análisis de seguridad. Por su parte, los pronósticos descentralizados se utilizan generalmente para actividades relacionadas con el mercado de energía, como las ofertas en mercados spot.

En este sentido, se propone la creación de un sistema de pronóstico mixto, donde los datos meteorológicos de los agentes de generación especificados en la propuesta en la sección 7.5 sean enviados en tiempo real al CND, y al mismo tiempo, este tendrá un sistema de pronóstico propio, ya sea con mediciones reales o por medio de inferencias, estimaciones y/o correlaciones confiables con datos reales, de manera propia o contratada con un tercero. También se propone que, en la misma vía de este requerimiento, los datos de fuentes primarias para otros tipos de generación (tradicional o no) sean enviados de igual forma en tiempo real al CND para que realice pronósticos más completos.

Por otra parte, para la correcta entrada en operación de este tipo de fuentes (por lo menos en categoría C), se hace necesario contar con modelos eléctricos validados confiables que sean de fácil integración en la herramienta de simulación que utilice el CND, los cuales se puedan integrar a los estudios de planeamiento energético y eléctrico.

Posición en el CR

El sistema de pronóstico mixto, donde los agentes envían datos meteorológicos en tiempo real, y el CND también desarrollo su sistema propio, se sugiere como un apartado adicional al numeral 6 del código de operación y quede como: 6.X. Sistema de pronóstico para fuentes solares y eólicas.

Igualmente, los Modelos de simulación de las plantas solares y eólicas se proponen como un apartado adicional al numeral 6 del código de operación: 6.X. Modelos de simulación eléctrica validados para fuentes solares y eólicas categoría C. Igualmente, se propone que el CND defina la metodología para la validación de los modelos, la cual se someterá a comentarios de los agentes y se remitirá a la CREG.




Los esquemas de predicción mixtos permiten correlacionar y corroborar pronósticos particulares, y así realizar ajustes y calibraciones cuando sea pertinente

Posible rechazo por parte de los agentes desarrolladores dados los costos que implican sistemas de predicción particulares.

Los modelos de simulación de plantas solares y eólicas permiten determinar parámetros iniciales de control, y

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con esto identificar y mitigar posibles problemas para la conexión de estas plantas.


Acciones necesarias

Corroborar con el CND y con los nuevos agentes la disponibilidad (tanto en equipos como en comunicaciones) para la implementación real de los sistemas de pronóstico y envío de la información solicitada en tiempo real.

Verificar con los demás representantes de los agentes de otros tipos de generación, dispongan de la infraestructura necesaria para que toda la información se entregue bajo las mismas condiciones.

5.7. Planeamiento Operativo Energético

Informes de resultados planeamiento operativo energético


En cada uno de los horizontes de tiempo (mediano y largo plazo) del planeamiento operativo energético,

se consideran frecuencias de entrega de los informes y horizontes de tiempo para el planeamiento tal

como se presenta en la siguiente figura:

Figura 5.1 Horizonte y frecuencia definidos en el código de operación para el planeamiento energético

La propuesta realizada por XM y CNO, y con la cual el Consultor está de acuerdo, consiste en amplia el

horizonte de tiempo y la frecuencia de entrega del informe, tanto en el mediano como en el largo plazo,

así:

Horizonte de tiempo: En el caso de planeamiento a mediano plazo se plantea la posibilidad de modificar

el horizonte de tiempo actual (5 meses) pasando a realizar proyecciones con un horizonte de 2 años

idealmente. En dado caso que se considere un tiempo muy amplio, se puede considerar una alternativa

donde al menos se tenga un horizonte de 1 año para el planeamiento. En cualquiera de los casos, se

propone una resolución semanal, o ajustada las condiciones hidro-climáticas u operativas del momento.

Este cambio podría brindar más información y lograr proyecciones acordes con las necesidades del

mercado.

128

Frecuencia de entrega del informe: se plantea la modificación de las frecuencias en los informes del

planeamiento a largo y mediano plazo, dado que actualmente esta frecuencia de publicación de informes

de resultados no permite evidenciar un cambio significativo en los datos presentados, obteniendo

cambios marginales entre versiones consecutivas; la propuesta consiste en la modificación de este

parámetro, que para el caso del informe de resultados de planeamiento de largo plazo pasaría de una

entrega mensual a una entrega trimestral; y del planeamiento de mediano plazo pasaría dos entregas

semanales a una entrega mensual.

En la siguiente figura se detallan las propuestas:

Ilustración 11 - Horizonte y frecuencia propuestos para el planeamiento energético de largo plazo


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Ilustración 12 - Horizonte y frecuencia propuestos para el planeamiento energético de mediano plazo


Estas propuestas buscan dar la oportunidad para la consideración de escenarios adicionales por parte de XM, y un mejoramiento de los análisis y sensibilidades, conllevando así a la realización de un mejor informe, más nutrido en información y siendo más útil para los interesados.

Posición en el CR

Conforme la numeración actual del Código de Operación, los ajustes de horizonte y frecuenta de los informes de resultados de planeación de corto y largo plazo se tendrían que incorporar en los siguientes numerales: 2.1.1.2 Optimización y simulación; 2.1.1.5 Informe de Resultados en el Código de Operación; 2.1.2.2 Despacho Hidrotérmico a Mediano plazo; y 2.1.2.3 Informe de Resultados




Mejoramiento en los análisis y sensibilidades realizadas. No obtener proyecciones oportunas a eventos ocurridos entre los informes

Permite evidenciar cambios significativos en los datos presentados.


En la propuesta no se identificaron desventajas para su aplicación, por esto la conclusión está enfocada a la implementación de esta.

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Acciones necesarias

Involucrados

UPME; CND; XM; CNO; TN; Generadores


Se requiere la modificación de los numerales referidos anteriormente. En estos se deben ajustar los horizontes de tiempo de los procesos de simulación y las frecuencias de utilización de los programas de modelamiento, además de los ya nombrados horizontes de tiempo y frecuencia en los numerales donde se trata puntualmente los informes de resultados a entregar.

5.8. Horizonte de tiempo del programa de mantenimiento


En el Código de Redes se establece la obligación para las empresas involucradas de presentar un programa de mantenimiento y/o desconexiones de equipos de transporte y activos de conexión del SIN. En el Código de Operación se especifican las características que debe contener el programa, en el cual se incluye un horizonte de 24 meses, con una obligación de presentarlo para los primeros 6 meses y para los 18 meses restantes es opcional presentarlo.

De acuerdo con información suministrada por XM al Consultor, la experiencia ha evidenciado que para activos del STR alrededor del 30% de las consignaciones ejecutadas no se encuentran dentro del plan semestral de mantenimientos, 15% está considerado como trabajo de emergencia y cerca del 35% son trabajar contenidos en el plan semestral. Por otro lado, para activos del STN los porcentajes de cumplimiento del plan de mantenimiento corresponden a 30%, 20% y 50% en el mismo orden anterior. Por otro lado, el CNO también ha realizado análisis al respecto, encontrando que el porcentaje de mantenimientos fuera del programa presentado para el segundo trimestre del plan ha ido en aumento, lo que evidencia un aumento de la incertidumbre en los últimos tres meses del plan.

Para contrarrestar este comportamiento XM propone, y el Consultor está de acuerdo, en modificar el horizonte de tiempo de los programas de mantenimiento, siendo estos ahora de 3 meses y permitiendo a las empresas tener oportunidad de maniobra sobre el programa para incluir en éste eventos prioritarios y tener en cuenta otras consideraciones dentro del programa de mantenimiento, disminuyendo así la incertidumbre de la programación.

Posición en el CR

Numeral 2.1.1.3 del Código de Operación.




Incentiva el cumplimiento de los planes de mantenimiento. No aplica

Incluye dentro de los programas de mantenimiento eventos ocurridos en el corto plazo

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Menor incertidumbre por parte de los agentes en la programación de los mantenimientos

Menor congestión en los primeros meses del programa de mantenimiento


En este caso no se identificaron desventajas para la aplicación de la propuesta, por el contrario, las ventajas encontradas incentivan la implementación de esta.

Acciones necesarias

Involucrados

UPME; CND; XM; CNO; TN; Operadores de Red; Generadores.


Para la aplicación de estas modificaciones se requiere la actualización de los numerales 2.1.1.3 del código de operación.

5.9. Planeamiento Operativo Eléctrico

Inclusión de criterios para nuevos análisis de contingencias

5.9.1.1. Motivación y descripción de la recomendación

Con base en las entrevistas realizadas con XM-CND y CNO, se recomienda que cada TN estructure y analice para cada subestación de su propiedad, según configuración, si existen eventos o condiciones de vulnerabilidad del sistema, que tengan que ver con los sistemas que permiten la coordinación, supervisión y control y que ante la indisponibilidad de uno de estos pueda desencadenarse una serie n-k indisponibilidades. Estos análisis deben ser remitidos a la UPME y al CND. Este análisis puede incorporarse dentro el Informe de Oportunidades de conexión de que trata el Código de Planeamiento. Algunos ejemplos de esto pueden ser:

Indisponibilidad en un elemento de tele protección (n-1) que pueda conllevar a un evento n-1-k en los activos eléctricos dada una falla de un teledisparo trasferido (p.e. de BF).

Otra situación, podría presentare en condiciones de mantenimiento en el cual no se haya realizado ajustes de los sistemas de protección en esta condición del sistema y ocurra una contingencia en el sistema.

5.9.1.2. Posición en el CR

Numeral 2.2.2. Criterios generales

132

5.9.1.3. Ventajas y desventajas



Identificar de manera más acertadas las posibles contingencias o eventos de riesgo del sistema

NA

Mejora la evaluación de eventos de riesgo y contingencia.

NA


En esta propuesta no se identificaron desventajas para su aplicación, dado esto se la conclusión va enfocada a la implementación de la propuesta por las ventajas presentadas.

5.9.1.4. Acciones necesarias

Involucrados

UPME; CND; CNO; XM; TN; Generadoras


Se requiere la modificación del numeral 2.2.2 incluyendo los criterios para la identificación y análisis de las condiciones de riesgo del sistema.

Inclusión rangos de operación (frecuencia y tensión vs. Tiempo)

5.9.2.1. Motivación y descripción de la modificación y/o recomendación

El Código de Operación establece unos rangos de operación en los cuales deben operar los diferentes elementos del sistema de generación y transmisión para una operación segura y confiable del mismo. En la actualidad, la regulación internacional utiliza curvas de tensión Vs tiempo y frecuencia Vs tiempo, para establecer estos límites de operación sin importar el tipo de tecnología utilizada en la generación, evitando así colapsos en el sistema por operaciones inseguras y desarrollando mejores márgenes de operación para tecnologías de generación variable.

Este tema se torna relevante con la implementación de plantas de generación distribuida, ya que puede generar unas condiciones de operación favorables y menor rígidas que las actualmente presentadas en el Código.

Las curvas anteriormente mencionadas definen los intervalos de operación de los elementos de generación y demanda, y los tiempos en los cuales pueden estar conectados dependiendo de la condición de su operación. Además, son la base para la configuración de sus relés de frecuencia. Por lo anterior, se propone incorporar en el Código de Operación este tipo de curvas, definiendo los valores tolerables con los agentes involucrados, teniendo como fin último preservar la confiabilidad y seguridad del sistema. Esta recomendación se complementa con la fase II, donde se evalúa la posibilidad de diferenciar los criterios de frecuencia y tensión en el planeamiento y la operación; con el objetivo de entregarle un mayor margen al operador del sistema.

5.9.2.2. Posición en el CR

Numeral 2.2.5. Ajustes de los relés de frecuencia de las unidades de generación del SIN

133

5.9.2.3. Ventajas y desventajas



Define criterios específicos para una operación segura

Se requiere la implementación de sistemas de medida y equipos capaces de responder a los intervalos establecidos por las curvas

Aumenta la estabilidad y seguridad del sistema

Mejora las condiciones de operación de las plantas de generación no sincrónica, ya que podría permitir variaciones de tensión y de frecuencia no contempladas en la actual regulación


La desventaja se compensa al implementar una metodología en donde estos nuevos equipos puedan ser incorporados directamente por el CND o a través de los agentes. En contrate, se presentan varias ventajas para la aplicación de la propuesta.

5.9.2.4. Acciones necesarias

Involucrados

UPME; CND; CNO; XM; TN; Generadores.


Se requiere la modificación del numeral 2.2.5 en donde se incluya la definición de las curvas de los rangos de frecuencia vs. tiempo y tensión vs. tiempo en donde los equipos deben estar conectados.

5.10. Evaluación y complementación de la coordinación, supervisión y control de la operación del SIN


Dado que se espera una fuerte incursión de la generación distribuida, la participación activa de la demanda y el desarrollo de los mercados intradiarios es necesario aumentar el nivel de supervisión y control del sistema con el fin de mantener los niveles de seguridad. El desarrollo de las tecnologías de la información, incluyendo el monitoreo en tiempo real y el desarrollo de herramientas para el manejo de altos volúmenes de información se presenta como solución para mantener el nivel de seguridad de la red. Así, las tendencias se pueden resumir en:

134

Tabla 59 - Nuevas tendencias para la coordinación, supervisión y control de la operación


• Interoperabilidad: Es necesario definir modelos de interoperabilidad para que los diferentes elementos encargados del control y supervisión puedan operar de manera conjunta y coordinada

• Observabilidad: Es necesario conocer el estado de la red en tiempo real, con el fin de tener una conciencia situacional del sistema

• Estimadores de estado: Los estimadores de estado son herramientas que permiten aumentar el nivel de observabilidad de la red

• Análisis de contingencias en tiempo real: a través de estos análisis, se busca dotar de herramientas a los operadores de red para actuar ante contingencia, dado que se espera una mayor incertidumbre en el planeamiento operativo del sistema. Esto como consecuencia de los mercados intradiarios y la generación distribuida.

• Seguridad y Ciberseguridad: Dados las diferentes fuentes de información y la sensibilidad de esta en la operación y seguridad del sistema, es necesario tomar acciones que minimicen el riesgo de sufrir ataques tanto físicos como cibernéticos

• Indicadores de Calidad y disponibilidad: Para evaluar el desempeño de los diferentes elementos usados en del control y supervisión del sistema es necesario definir métricas

• Calidad de la información: Se debe velar por que la calidad y disponibilidad de la información. Para esto es necesario definir métricas que permitan evaluar su desempeño. Ya hay estándares internacionales

• Responsabilidades: así como se considera necesario definir métricas para medir la calidad de la información, es pertinente asignar responsables para el cumplimiento de estas

• Flexibilidad: La flexibilidad hace referencia a la capacidad de un sistema de potencia para soportar variaciones en sus condiciones de operación. Este aspecto ha tomado relevancia dadas las variaciones que se esperan en la tensión y en frecuencia como consecuencia de penetración de la generación distribuida. Para determinar la flexibilidad de un sistema en la literatura se han propuesto indicadores.

• Nuevos agentes: para la incursión de la participación de la demanda, el almacenamiento de energía, entre otros, es pertinente definir nuevos agentes del sistema

135

Para la definición de generadores a controlar y supervisar, se presentan las siguientes consideraciones:

1. Se recomienda que todas las plantas conectadas al STN y al STR, al margen de que participen o no en el despacho central, del tipo de tecnología o del tamaño, deban ser supervisadas y coordinadas por el CND.

2. Si bien una planta puede ser de tamaño pequeño, al instalarse en el STR o en SDL su afectación puede ser considerable, en la medida en que puede disminuir drásticamente el grado de cargabilidad de los circuitos, modificar considerablemente el nivel de pérdidas, afectar los requerimientos de energía reactiva y el nivel de tensión, entre otros. Por ejemplo, en media tensión una planta de 1 MW puede implicar que un circuito que está importando energía pase a ser exportador o que si se conecta o desconecta se disponga de capacidad para suplir y gestionar la energía reactiva, la tensión y la coordinación de las protecciones, de tal forma que si se pensara en 1 MW conectado al STN probablemente su impacto sería menor, pero 1 MW en BT o en MT debe ser supervisado y su operación coordinada de forma centralizada no necesariamente por el CND.

Por otro lado, la regulación vigente prevé que los generadores distribuidos deben cumplir con todos los requisitos de medida del Código de Redes, e incluso los UNR tienen una capacidad desde 0.1 MW y cumplen los requerimientos de medida, del Código de Redes, por tanto, se infiere que la única razón para que una planta de generación con capacidad inferior a 1 MW no deba ser supervisada, sería estrictamente económica, sin embargo, debe prevalecer la seguridad en la operación. Adicionalmente, las plantas no despachadas centralmente tienen condiciones técnicas y comerciales que desde el mismo Código de Redes les favorecen, entre otras, disponen de un mecanismo de asignación de OEF casi que automático, no tienen estricta obligación de ser supervisadas, pueden firmar contratos pago lo generado con lo cual incumplen su compromiso de disponer de OEF, aprovechando estos incentivos, se propone que transitoriamente para las plantas existentes se mantengan los mismos (por ejemplo por un periodo de dos a tres a cuatro años), sujeto el cumplimiento de las condiciones que permitan la coordinación y supervisión en un lapso razonable que podría ser máximo de un año. Las plantas nuevas deben cumplir con los requerimientos que permitan su supervisión y coordinación.

Por lo anterior, se propone que las plantas con tamaños superiores a 1 MW independientemente del nivel de tensión donde se conecten deben ser supervisadas por el operador de red pertinente. Para las plantas de tamaño menor a 1 MW deben ser supervisadas por un CLD.

Posición en el CR

Numeral 5.1 Criterios generales del actual Código de Operación.




Coordinar y preservar la seguridad del sistema de forma global, con todos los recursos energéticos disponibles.

Sobre costo, dado que obliga a todos los agentes generadores, sin distinción de capacidad instalada y/o nivel de tensión, a disponer de los equipamientos requeridos para que el CND o CDL, pueda realizar la coordinación, supervisión y control, según sea unidad sincrónica y/o parque eólico o fotovoltaico.

136


Disponer de información completa para efectuar la programación y planificación de la operación de corto, mediano y largo plazo

Controlar el cumplimiento de la programación de la operación, con información completa.

Se dispone de incentivos que pueden modular el impacto económico.


La desventaja se compensa en la medida en que se propone un esquema transitorio para las plantas existentes.

Acciones necesarias

Involucrados

Centro Nacional de Despacho (CND), Centro Local de Despacho (CLD); CNO; Generadores


Definir las exigencias mínimas de instalaciones y equipamientos de centrales generadores que operan en el SIN que actualmente no están siendo supervisadas y controladas por el CND, y que según lo propuesto es deseable incorporarlas para lograr una operación integrada de todos los recursos energéticos disponibles.

5.11. Interoperabilidad de los diferentes elementos del sistema


Dada la necesidad en aumento de intercambiar información de manera diaria y en tiempo real para la confiabilidad de la operación de los sistemas eléctricos interconectados, se han implementado gran cantidad de formatos y funciones de gestión para el almacenamiento de la información en bases de datos, así como sistemas operativos de todo tipo y de diversos proveedores, que han generado problemas de interfaz de datos (duplicidad e inconsistencias) y múltiples procedimientos de conversión de datos para hacerlos compatibles por causas tecnológicas, de sintaxis y/o semánticas.

Adicionalmente, con la integración de las fuentes de energía renovable, que afectará la infraestructura de red actual, la operación y funcionamiento del mercado, se requiere disponer de redes que operen de manera inteligente y rentable, lo cual es posible en la medida que se disponga de intercambio de información eficiente, coordinada y coherente.

Por estas razones, se recomienda a la CREG con delegación al CNO, establecer los criterios y orientaciones para adoptar formatos de intercambio de datos compatibles y acordados en común, así como una arquitectura de interoperabilidad semántica que permitan el intercambio de información de manera estándar entre sistemas.

137

La interoperabilidad es definida por (NIST, 2012)9 como la capacidad de dos o más redes, sistemas, dispositivos, aplicaciones o componentes para intercambiar y usar información de manera segura, efectiva y con poco o ningún inconveniente para el usuario. Definido un nivel semántico de la interoperabilidad (tipos, formatos, codificación, campos, tamaños y otros) se puede emplear cualquier modelo de información común a todos los involucrados (agentes, XM-CND, regulador, entre otros). Por ejemplo, el Modelo de Información Común (CIM, por sus siglas en inglés) 10 es un modelo genérico, abierto y estándar que puede ser empleado.

EL CIM fue desarrollado inicialmente por EPRI en los Estados Unidos y adoptado mediante estándares IEC. Fue implementado en 2010 por el European Network of Transmisssion System Operators for Electricitu (ENTSO-e). Algunas normas IEC CIM existentes son:

• IEC 61970-552: CIM XML Model Exchange Format

• IEC 61970-301: Common Information Model (CIM) Base

• IEC 61970-302: Common Information Model (CIM) for Dynamics Specification

• IEC 61970-452: CIM Static Transmission Network Model Profiles

• IEC 61970-453: Diagram Layout Profile

• IEC 61970-456: Solved Power System State Profiles

• IEC 61970-457: Common Information Model (CIM) for Dynamics Profile

• IEC 61968-4: Application integration at electric utilities – System interfaces for distribution management - Part 4: Interfaces for records and asset management.

Posición en el CR

Se propone desarrollar esta recomendación como un criterio general a considerar para la coordinación, supervisión y control de la operación, y su desarrollo por parte del CNO se adoptado mediante un Acuerdo Operativo.




Permite el intercambio de información de manera estándar entre sistemas y en tiempo real.

Costos para su implementación y adopción.

Minimiza errores de inconsistencia y duplicidad de la información.

Evita la incompatibilidad de formatos

Mejorar la eficiencia y eficacia de los procesos, no solo para la operación sino en actividades de planeamiento y de mercado

9 NIST, NIST Special Publication 1108R2. NIST Framework and roadmap for Smart Grid interoperability standards, reléase 2.0, february 2012. 10 EPRI. Commun Information Model Primer, First Edition, noviembre de 2011

138


Si bien puede haber unos costos adicionales, los mismos no se encuentran valorados y sopesado frente a las ventajas, lo cual debe ser parte del proceso de desarrollo de este tema.

Acciones necesarias

Involucrados

CND, CNO.


Se requiere desarrollo de una arquitectura de interoperabilidad común a todos los involucrados, selección y adopción de un modelo de información estándar. Este desarrollo, puede ser uno de los temas que hagan parte de la agenda de trabajo anual CNO – CREG y posteriormente sea adoptado mediante un Acuerdo Operativo.

5.12. Coordinación de Mantenimiento


Para garantizar flexibilidad en los planes de mantenimiento y oportunidad ante la necesidad de modificarlos se recomienda requerir información adicional y modificar el horizonte del plan, así:

• Realizar programas trimestrales de mantenimientos con resolución semanal.

• Incorporar la necesidad de que el agente a cargo del mantenimiento identifique los requerimientos (personal, equipos, coordinación interinstitucional, otros) que garanticen que el mantenimiento será exitoso.

• Informar los hitos de verificación de los requerimientos identificados (contratación, adquisición de suministros, permisos).

• Si los hitos se cumplen satisfactoriamente el CND aprobará el mantenimiento en los tiempos programados.

• Si alguno de los requerimientos no se cumple el CND debe informar al agente para que ratifique su interés en realizar el mantenimiento.

• Con al menos dos días de anticipación a la ejecución del mantenimiento el solicitante deberá verificar en sitio la disposición de todos los elementos requeridos para realizar el mantenimiento con éxito (acceso, espacio, personal, equipos, materiales, comunicaciones, permisos). El agente a cargo del mantenimiento debe enviar al CND copia del acta de verificación previa en sitio ratificando o retirando el mantenimiento.

• Se recomienda requerir de todas las empresas del sector la certificación en la norma de gestión de activos que esté vigente y en gestión de riesgos. Para lo cual es necesario definir un plazo razonable que puede ser alrededor de tres años.

Posición en el CR

Numeral 5.5 del código de operación

139




Flexibilidad y oportunidad en los planes de mantenimiento. NA

Disponer de un Sistema de Gestión de Activos permite conocer información relativa al ciclo de vida de un activo permitiendo optimizar su mantenibilidad, incrementado su fiabilidad y por tanto garantizando la rentabilidad de este.

NA

Reducción de costos de operación y aumento de calidad del equipo y/o sistema.

NA


Para esta propuesta no se identificaron desventajas en su aplicación, por esta razón se recomienda la implementación de esta dado las ventajas que implicaría.

Acciones necesarias

Involucrados

CND; CNO; XM; Generadoras; TN; Operadores de Red


Actualización y ajustes a los Acuerdos CNO acerca de los procedimientos técnicos para la coordinación de mantenimientos de equipos del SIN, para incorporar las recomendaciones anteriormente citadas.

5.13. Papel de las FNCER en el Restablecimiento en Caso de Eventos


La participación inminente de las FNCER en el sistema eléctrico hace necesario determinar su funcionalidad y respuesta ante los posibles eventos que ocurran en la red, aparte de su funcionamiento normal. En este sentido, es indispensable determinar su posible participación dentro del restablecimiento del sistema.

Dada la naturaleza intermitente de las FNCER, la cual representa una incertidumbre de energía que garantice condiciones sólidas y estables para el restablecimiento de manera confiable (por ejemplo, si el evento es en horas nocturnas, una fuente solar no representa ningún aporte), la presente propuesta propone que bajo ninguna circunstancia las FNCER deberían realizar aporte en el restablecimiento del sistema en caso de eventos, a menos que tengan un sistema de respaldo (tipo diésel, baterías, etc.) que permita garantizar potencia firme de cómo mínimo un valor igual a la nominal declarada durante por lo menos el doble del tiempo estimado de restablecimiento.

140

Posición en el CR

En el numeral 5.4 Coordinación de restablecimiento en caso de eventos, se propone añadir un apartado que indique específicamente que “bajo ninguna circunstancia, las FNCER deben ser tenidas en cuenta en el restablecimiento del sistema en caso de eventos, a menos que estas tengan un sistema de almacenamiento que tecnológicamente permita garantizar energía de manera constante y firme por un periodo de como mínimo el triple del tiempo estimado para tal restablecimiento”




Garantizar confiabilidad en el restablecimiento del sistema en caso de eventos

Menor disponibilidad de opciones en áreas específicas donde no existan otros tipos de fuentes

En caso de contar con sistemas de almacenamiento, contar con mayores opciones para garantizar energía de restablecimiento

NA


Acciones necesarias

Establecer en el código las condiciones especificadas en el numeral descrito.

5.14. Requerimientos generales de la información adicional

Motivación y descripción de la modificación y/o recomendación

El Código de Operación en su numeral 6, solicita información adicional diaria a las empresas involucradas en la generación, transporte y distribución de energía con el fin de monitorear diariamente eventos en el sistema, parámetros del sistema, energía disponible, entre otros aspectos.

Se considera importante la actualización de este apartado teniendo en cuenta la inclusión de sistemas de generación con fuentes no convencionales de energía, lo cual conlleva a la necesidad requerir información adicional para el monitoreo integral del sistema; además el avance tecnológico en los sistemas de monitoreo posibilita la implementación de sistemas que permiten disponibilidad de información en tiempo real.

Dado este panorama, se propone tener en cuenta los siguientes criterios para la modificación de este apartado:

i. Se considera importante incluir información de monitoreo diario de variables correspondientes a la generación no sincrónica con el fin de obtener la energía disponible en las plantas de este tipo. Cómo mínimo considerar la inclusión de la siguiente información:

• Variables para determinar el estado del controlador del parque solar y/o eólico

• Medición de la disponibilidad de la parque solar o eólico dependiendo de la condición de la fuente primaria

141

• Variables meteorológicas de los parques eólicos y solares

ii. Adicionar la información de energía disponible en combustibles para la generación tal como:

• Disponibilidad de Carbón en patio

• Disponibilidad de Carbón para un horizonte trimestral, semestral.

• Disponibilidad de gas (tanto en trasporte como en suministro), en el corto, mediano y largo plazo.

iii. Incluir requisitos de implementación de sistemas de información automatizados para el reporte en tiempo real de las variables solicitadas, tanto de la generación convencional como de los sistemas de generación con fuentes no convencionales.

iv. Definir de manera clara la calidad y requerimientos de la información solicitada, teniendo en cuenta la aplicación de sistemas de reporte en tiempo real. Se recomienda definir parámetros como:

• Sincronización de la información

• Edad de los datos

• Frecuencia de muestreo y periodicidad de toma de la información

• Incertidumbre de los datos reportados

• Exigencias sobre las variables analógicas

• Datos para la identificación de la fuente y su validez (tipo de ingreso, bandera para verificación de validez y entre otros)

v. En este caso, es importante aclarar desde la regulación el acceso que tendrá cada una de las empresas involucradas sobre la información solicitada a las plantas generadoras. Y especificar si se debe realizar la creación de una plataforma de consulta para que los agentes puedan acceder a la información en la medida en que esta se está reportando, teniendo en cuenta el reporte en tiempo real de la misma.

vi. La información solicitada a las plantas de generación, para diferentes procesos de análisis sobre la energía disponible y sus proyecciones se encuentra dispersa dentro de la regulación. Un ejemplo de esto es la Resolución CREG 071 de 2006 donde se establecen los parámetros técnicos a reportar por parte de las plantas generadoras (hidráulicas, térmicas, eólicas, solares y geotérmicas) en el marco de la regulación en relación con el Cargo por Confiabilidad y el correspondiente cálculo de la ENFICC. Alguna de esta información ya se encuentra incluido dentro de la información solicitada en el marco del Código de Redes mientras otros datos son exclusivos de este proceso.

Realizando una comparación de la información solicitada por la Resolución 071 de 2006 y el Código de Operación, este último no incluye la siguiente información de plantas de generación térmica e hidráulica:

• Eficiencia de las plantas térmicas e hidráulicas (MBTU/MWh)

• Nombre, capacidad y disponibilidad (%) de plantas menores

• Mínimo y máximo técnico de embalses

• Filtraciones en m3/s de cada embalse

• Curva de operación del embalse: para cada embalse el mes a reportas, Volumen de espera (Mm3), Curva guía mínima y máxima (Mm3)

• Capacidad de arcos de descarga: Flujo mínimo y máximo (m3/s) y la fecha de entrada y salida (mes y año)

142

• Arcos de bombeo: Flujo mínimo y máximo (m3/s) y la fecha de entrada y salida (mes y año)

• Capacidad de arcos de generación: Flujo mínimo y máximo (m3/s)

• Descarga máxima de los embalses de Bogotá (Sisga, Tominé, Neusa y Chuza) en m3/s

• Demanda de acueducto y riego: Nombre, año T, Año T+1, Año T+2; Año T+n y factor de recuperación.

El código de Operación tampoco solicita la siguiente información que está contenida en la Resolución CREG 071 de 2006 sobre combustibles para la generación eléctrica:

• Generadores térmicos a gas

Energía contratada en firme para cada mes en MBTU: Nombre de la planta, campo que suministra y los datos de diciembre a noviembre del siguiente año.

Transporte de gas contratado en firma para cada mes (MBTU); nombre de la planta, punto de entrada, punto de salida y datos de diciembre a noviembre del siguiente año.

• Generadores térmicos a carbón y otros combustibles diferentes al gas natural:

Energía contratada en firme para cada mes procedente de carbón y otros combustibles distintos al gas (MBTU): Nombre de la planta, campo que suministra y los datos de diciembre a noviembre del siguiente año.

Energía almacenada procedente de carbón y otros combustibles distintos al gas: Nombre de la planta, tipo de combustible, capacidad de almacenamiento de combustibles y cantidad almacenada al inicio de la obligación (MBTU)

Energía contratada mensualmente para cubrir mantenimientos: nombre de la planta y datos de diciembre a noviembre del siguiente año.

Posteriormente, las Resoluciones CREG 132 y 201 de 2017 contienen las últimas versiones de la información solicitada para plantas de generación eólica, solar fotovoltaica y geotérmica, tampoco solicitada ni contenida en el Código de Redes. Los datos en este caso son los siguientes:

• Información básica sobre plantas eólicas: Nombre, capacidad efectiva neta, IHF y Función de conversión

• Series históricas de velocidad mensual promedio del viento para cada planta

• Información sobre Plantas geotérmicas: Nombre, Temperatura del recurso geotérmico, flujo del recurso geotérmico (kg/s) y IHF (%)

• Serie histórica de temperatura ambiente por planta especificando fecha y hora

• Información sobre Plantas Solares Fotovoltaicas: Nombre, Capacidad Efectiva Neta, Constantes V (TA), Kc, Kinc y IHF (%)

• Serie históricas de temperatura ambiente para cada planta, especificando año, mes, registro horario y °C

• Serie histórica de temperatura solar horizontal (GHI) para cada planta, especificando año, mes, registro horario y °C

Dado este panorama, se sugiere la inclusión de todos los parámetros solicitados en la Resolución CREG 071 de 2006 y su modificación de manera integral al Código de Redes, ubicándolo específicamente en el código de operación.

143

Posición en el código

Numeral 6 del código de operación, en los subíndices 6.1, 6.2, 6.3 y 6.5.




Permite el cálculo de la disponibilidad de la energía, teniendo en cuenta la generación no sincrónica

Costo de la implementación de sistemas automatizados para el reporte de información a todos los generadores de energía

La implementación de sistemas de reporte en tiempo real mejora la disponibilidad de la información y no depende de la entrega del reporte del agente

Armoniza la regulación establecida en el Código de Operación con la regulación entorno al Cargo por Confiabilidad

Permite garantizar niveles de operación más seguros


Dado que la mayoría de la información solicitada ya se requiere para el cálculo del Cargo por Confiabilidad, el costo en que se incurriría sería menor comparado con las ventajas identificadas.

Acciones necesarias

Involucrados

CND; CNO; XM; Generadoras; Operadores de Red; TN


Se requiere de la modificación de los numerales 6.1, 6.2 y 6.3 donde se incluya la información adicional solicitada, los requisitos de calidad y de disponibilidad de esta. Adicionalmente, la modificación del numeral 6.4 en donde se aclare el acceso de los actores, empresas generadoras, comercializadoras, transportadoras y distribuidoras, a la información diaria reportada.

5.15. Reporte de eventos

Motivación y descripción de la modificación y/o recomendación

La Resoluciones CREG 093 y 094 de 2012 establecen los procedimientos para el reporte de eventos en el sistema con el fin de realizar el cálculo de energía no suministrada. Teniendo en cuenta que el Código de Operación establece un procedimiento para el reporte de eventos del sistema, se sugiere que este se encuentre alineado con lo solicitado por dichas resoluciones; adicionando a esto, el requisito de implementación de un sistema automatizado de reporte de eventos que alimente una base de datos.

144

Se propone que el CND coordine con los Operadores de Red los requerimientos y el desarrollo de la base de datos para el registro de los eventos del sistema.

En este caso, se propone como mínimo incluir en la base de datos la información asociada al evento, lo solicitado en el reporte de eventos en el marco del cálculo de la Energía No Suministrada. Además, se podría considerar la inclusión de información correspondiente al comportamiento de los sistemas de protección, desconexión y conexión (tiempo de respuesta, calificación del accionamiento, entre otras).

Este tema también está relaciona con la propuesta de interoperabilidad presentada en el numeral 5.11 de este documento.

Posición en el código

Numeral 6.4 del código de operación




Alinea los requerimientos con otras regulaciones sobre el tema

Requiere de la implementación de sistemas automatizados para el reporte de información para todos los generadores de energía

Mejora la disponibilidad de la información, a través de la construcción de una base de datos. La tenencia contribuye a la posibilidad de realizar análisis profundos sobre la información

Simplifica la metodología de reporte de información


En esta propuesta no se evidenciaron desventajas, por lo anterior solo se contemplan ventajas en su aplicación, por esto se realiza la recomendación.

Acciones necesarias

Involucrados:



Se requiere de la modificación del numeral 6.4 en donde se incluyan las especificaciones anteriormente detalladas. Además, se requiere la coordinación entre el CND y las empresas involucradas para la creación y diseño de la base de datos de los eventos, su manejo y la inclusión de los reportes en la misma.

5.16. Pruebas y verificación de parámetros


El CND y los organismos de control están en la facultad de solicitar pruebas para verificación de parámetros técnicos de las plantas generadoras. En el Código de Operación se establece el

145

procedimiento para realizar estas solicitudes, aunque se considera que este debe ser complementado de la siguiente manera:

• Se recomienda que en caso de que la prueba de reactiva salga diferente a lo declarado, el agente deba indicar los ajustes necesarios para las protecciones, los limitadores y/o la curva de capacidad.

• Se considera importante que todas las plantas conectadas a un SDL requieran la realización de pruebas de energía reactiva o al menos el OR.

• Se recomienda incluir un procedimiento para el tema de pruebas de nuevas tecnologías. Para las FNCER se desarrolla el punto en el numeral siguiente (3.17)

• Se considera excluir de la realización de pruebas de disponibilidad para las plantas de generación no sincrónica.

• Requerir las pruebas antes de la entrada en operación.

• Incorporar la responsabilidad para que el CND realice informes mensuales sobre las pruebas realizadas a las plantas generadoras.

• Se recomienda que el incumplimiento de los términos y condiciones de los Acuerdos sea causal de incumplimiento que debe ser reportado a la SSPD.

Posición en el CR

Numeral 7 del Código de Operación.




Disponer de pruebas antes de la fecha de operación, permitirá garantizar el comportamiento de la planta frente al sistema, evitando reprocesos una vez el agente esté conectado.

Extensión del tiempo de conexión, al incluir los tiempos de prueba antes de su puesta en operación.

Tener plena conocimiento oportuno de las características de las plantas.


El tiempo adicional en la realización de las pruebas se ve compensado con la verificación de los parámetros antes de la operación, disminuyendo así la posibilidad de fallas y demoras causadas por la no verificación de estos parámetros de manera anterior a la operación.

Acciones necesarias

Involucrados



Ajuste al Numeral 7 del Código de Operación para incluir las recomendaciones anteriormente planteadas.

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5.17. Pruebas de operación para FNCER


Al igual que con cualquier agente nuevo que se conecte al SIN, para cumplir los requisitos de conexión y para determinar los valores de operación reales de las fuentes de generación eólica y solar utilizados para los estudios de planeación del SIN, se requiere realizar pruebas en campo y/o certificación del fabricante, donde se verifique la validez de la información correspondiente.

Las pruebas mínimas por realizar para las plantas categoría B y C (de acuerdo y congruentemente con la propuesta realizara en el código de conexión), sin detrimento de otras posibles de acuerdo a la evolución tecnológica deberían ser:

Respuesta al escalón para los controles de frecuencia/potencia y tensión.

Estatismo(s) potencia/frecuencia.

Rampa operativa de entrada y salida

Estatismo potencia reactiva/tensión.

Potencia reactiva.

Desempeño respuesta rápida en frecuencia

Requerimientos de comportamiento ante fallas

Requerimientos de control rápido de corriente reactiva

Posición en el CR

Se propone añadir este apartado en el numeral 7.4 como un apartado adicional: 7.4.X: pruebas de operación a fuentes solares y/o eólicas.




Garantía de correcto funcionamiento Demora en la entrada de proyectos, si no se tiene claro el esquema de realización de pruebas


Acciones necesarias

Establecer términos y plazos para estas pruebas mediante acuerdos CNO.

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5.18. Implementación de sistema de gestión de activos


En general, se propone que los agentes que se conectan al STN dispongan de un sistema de gestión de activos identificando los riesgos y obsolescencia tecnológica de los mismos, esto en concordancia con lo establecido en la resolución CREG 015 de 2018 para la actividad de distribución y de la propuesta en consulta de la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica. Para el caso de los generadores, se propone que este requerimiento sea aplicado para aquellas plantas (empresas) que optan por el cargo por confiabilidad, propuesta que deberá ser evaluada jurídicamente por la CREG.

Posición en el CR

Nuevo numeral en el Código de Operación




Facilidad en la gestión de activos permitiendo la identificación y gestión de los riesgos asociados.

Se convierte en una herramienta de identificación de obsolescencia tecnológica para el sistema.

Podría incrementar el costo de la conexión de los Usuarios.


Acciones necesarias

Involucrados

CREG, Usuarios, Transportadores, Generadores, Operadores de Red


Incluir como requisito para la conexión al STN el establecimiento de un sistema de gestión de activos de parte del Usuario.

Estudios técnicos

No se requieren

148

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