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INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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TABLA DE CONTENIDO
1. JUSTIFICACIÓN............................................................................................................................ 3
2. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 5
3. DESCRIPCIÓN GENERAL .......................................................................................................... 6
3.1 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA NORDESTE: ........................................................................................................... 6
3.1.1 Comportamiento del STN................................................................................................................ 7
3.1.2 Comportamiento del STR (Santander y Norte de Santander): ................................. 7
3.1.3 Nuevos proyectos en el área ........................................................................................................ 8
3.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA SUBESTACIÓN TASAJERO 230 KV ....................................................... 9
3.2.1 Ubicación subestación Tasajero ................................................................................................10
3.2.2 Descripción física de espacios ....................................................................................................11
3.2.3 Descripción de los equipos ..........................................................................................................11
4. ANÁLISIS ELÉCTRICOS ........................................................................................................... 13
4.1 SUPUESTOS ....................................................................................................................................................... 13
4.2 METODOLOGÍA ................................................................................................................................................. 15
4.3 ANÁLISIS CAPACIDAD DE CONEXIÓN DE LA DEMANDA .......................................................................... 16
4.3.1 Curvas QV ..............................................................................................................................................17
4.3.2 Curvas PV ...............................................................................................................................................32
4.4 ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE CONEXIÓN DE GENERACIÓN .................................................................. 47
4.4.1 FLUJOS DE CARGA .......................................................................................................................48
4.5 ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO .................................................................................................................. 62
4.6 ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA................................................................................................ 64
5. RECOMENDACIONES REGULATORIAS ............................................................................ 65
5.1 REQUISITOS CONEXIÓN DE DEMANDA ..................................................................................................... 65
5.2 REQUISITOS CONEXIÓN DE GENERACIÓN ............................................................................................... 74
6 CONCLUCIONES Y RECOMEDACIONES ........................................................................... 76
ANEXO - OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN TASAJERO 2012 - 2017
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1. JUSTIFICACIÓN
El presente documento nace de la necesidad de cumplir con lo estipulado en la regulación
vigente; en particular con lo establecido por las entidades que regulan el sector: Ministerio
de Minas y Energía y la Comisión de Energía y Gas (CREG); además, de ser una necesidad
para que en un futuro los agentes interesados lo puedan consultar, y así determinar las
posibilidades de conectarse a la Subestación Tasajero 230 kV, propiedad de la empresa de
Transmisión DISTASA S.A. E.S.P.
El Ministerio de Minas y Energía, en su Resolución 181313 del 2002, indica en su artículo 4
que:
“Para la preparación del plan de expansión del sistema interconectado nacional, los
transmisores nacionales, los generadores, los transmisores regionales, los
distribuidores locales, los comercializadores, el centro nacional de despacho y el
mercado nacional mayorista deberán entregar a la Unidad de Planeación Minero
Energética, UPME, la información de planeamiento estándar y la información de
planeamiento que dicha Unidad determine de manera especifica en las fechas por
ellas señalados y con un cubrimiento de por lo menos un horizonte de diez (10)
años; Para los primeros cinco (5) años del plan de expansión de transmisión, cada
trasmisor nacional deberá preparar y remitir para la misma fecha y a la misma
entidad, un informe detallado donde se indique las oportunidades disponibles para
conectarse y usar el sistema, señalando aquellas partes de dicho sistema con
mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y trasporte de cantidades
adicionales de potencia”.
Adicionalmente, la resolución CREG 022 de 2001 en su Artículo 3 establece:
“(…)Para la preparación del Plan de Expansión de Transmisión Preliminar y del
Plan de Expansión de Transmisión de Referencia los Transmisores Nacionales, los
Generadores, los Transmisores Regionales, los Distribuidores Locales y los
Comercializadores, deberán entregar a la UPME la información de planeamiento
estándar y la información de planeamiento detallada según la lista de los Apéndices
I y II. Así mismo, deberán remitir la información correspondiente a las
“Ampliaciones” requeridas, en los términos en que éstas se entiendan en la
reglamentación vigente. Esta información se deberá entregar a más tardar en el
mes de marzo de cada año. Así mismo para los primeros cinco (5) años del plan de
expansión de transmisión, cada Transmisor Nacional, deberá preparar y remitir
para la misma fecha y a la misma entidad, un informe detallado donde se indiquen
las oportunidades disponibles para conectarse y usar el sistema, señalando
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aquellas partes de dicho sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas
conexiones y transporte de cantidades adicionales de potencia.(…)”.
Teniendo en cuenta lo expresado anteriormente, DISTASA S.A. E.S.P pone a disposición
de los interesados el presente Estudio de Oportunidades de Conexión.
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2. INTRODUCCIÓN
A continuación se presenta el estudio de oportunidades de conexión correspondientes a la
Subestación Tasajero 230 kV, propiedad de DISTASA S.A. E.S.P. Lo anterior para el
horizonte de analisis 2012 – 2017.
Con la base de datos suministrada por la UPME, se modeló el Sistema Interconectado
Nacional, en especial el área Nordeste (STN y STR). Con modelos reducidos y los
equivalentes de red correspondientes, se realizaron análisis de flujo de carga, de corto
circuito, de estabilidad de tensión y estabilidad transitoria.
Inicialmente se presenta una descripción general de la subestación Tasajero (ubicación,
espacios disponibles, equipos que la conforman y limitantes de su capacidad);
posteriormente un diagnóstico del área Nordeste, además de una descripción de los
principales recursos de generación en el área, las principales subestaciones de la zona y su
interconexión con otras áreas operativas del SIN. Todo lo anterior en base a lo expresado
por la UPME en su último plan de expansión preliminar. Adicionalmente, se listan los
proyectos de expansión definidos por la Unidad en la zona de influencia de la subestación
Tasajero 230 kV.
Seguidamente se presentan los resultados de los analisis eléctricos. Se relacionan los
supuestos tenidos en cuenta y se explica brevemente la metodología empleada para
determinar la potencia máxima de carga que se podria conectar en la subestación
Tasajero 230 kV, mediante análisis de curvas PV (potencia activa – Voltaje) y curvas QV
(potencia reactiva – Voltaje). Posteriormente, se determiná mediante la variación de
potencia conectada en la subestación Tasajero, la potencia máxima que se puede generar
sin que se produzcan restricciones en la red; asi mismo, se presentan los resultados de los
analisis de corto circuito y de estabilidad transitoria.
Después se describe el procedimiento general para solicitar la conexión a la subestación
Tasajero, ya sea como Carga y/o Generador. Finalmente, se presentan las conclusiones y
recomendaciones del ejercicio de planeamiento llevado a cabo.
Finalmente en el documento Anexo, se presentan resultados del estudio de conexión
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3. DESCRIPCIÓN GENERAL
3.1 Descripción del área Nordeste:
La subestación Tasajero 230 kV se encuentra ubicada en el área operativa Nordeste. Esta
zona cuenta con siete (7) puntos de inyección desde el STN, los cuales se relacionan a
continuación:
Conexión a 230 kV: Barranca, Bucaramanga, Palos, Guatiguará, San Mateo y Cúcuta.
Conexión a 500 kV: Ocaña 500/230/115 kV.
Así mismo, se interconecta con el resto del país de la siguiente manera:
Con Boyacá: Doble circuito a 230 kV Sochagota – Guatiguará.
Norte de Santander: Circuitos a 230 kV, Palos – Tasajero, Palos – Ocaña y Guatiguará – Tasajero.
Con la Costa Atlántica: Circuitos a 500 KV, Primavera – Ocaña y Ocaña – Copey (a partir del año 2013, Primavera – Sogamoso, Sogamoso – Ocaña y Ocaña – Copey).
Con Antioquia: Circuitos a 230 kV, Primavera – Jaguas, Primavera – Playas, Primavera
– San Carlos y a nivel de 500 kV, Primavera – San Carlos.
Con el área Oriental: Línea Primavera – Bacatá 500 kV.
Con Venezuela: Doble circuito a 230 kV San Mateo – Corozo.
A nivel de generación, tiene como principal recurso la planta Termotasajero, cuya
capacidad maxima es de 155 MW. Adicionalmente, en el año 2014 se dispondrá de nueva
generación hidráulica, correspondiente a la planta Sogamoso, cuya capacidad es de 800
MW.
La Figura 1 presenta la descripción del área Nordeste.
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Figura 1. Área Nordeste
Con el objetivo de tener un panorama claro de las condiciones eléctricas de esta área, a
continuación se presenta su desempeño esperado en el horizonte 2012 – 2017. Esta
información fue extraída del último Plan de Expansión preliminar de la UPME.
3.1.1 Comportamiento del STN
La contingencia del transformador Ocaña 500/230 kV ocasiona iolaciones de tensión en el rea. a o esta topolo a y con m nimo despac o, la demanda del departamento se a astece radialmente desde la su estaciones Palos y uati uar . Es por esta razón
que debe garantizarse un mínimo despacho en la zona para el soporte de potencia reactiva (Termo tasajero o Sogamoso).
Con mínimo despacho en el área, la contingencia de la línea Comuneros – Barranca 230 kV ocasiona bajas tensiones en el STR Santander.
3.1.2 Comportamiento del STR (Santander y Norte de Santander):
1 Tomado del plan de expansión preliminar de la UPME 2011-2014
SANTANDER
CESAR
NORTE
SANTANDER
ANTIOQUIA
CUNDINAMARCA
BOYACÁ
ARAUCA
COPEY
CERROMATOSO
OCAÑA SAN MATEO
CUCUTA
CAÑOLIMÓN
TASAJERO
BANADIA
SAMORÉ
TOLEDO
GUATIGUARÁ
PAIPA
SOCHAGOTA
BARRANCA
TERMOCENTRO
MERILECTRICA
COMUNEROS
BUCARAMANGA
PALOS
LA SIERRA
SAN CARLOS
COROZO
VENEZUELA
CIRA INFANTA
PRIMAVERA
BACATÁ CHIVOR
PLAYAS
MALENA
PURNIO
JAGUAS
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA
SUBESTACIÓN STN 500 kV
SUBESTACIÓN STN 220 kV
220 kV
500 kV
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA
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Con las líneas Ínsula – Belén 115 kV y Convención - Ti 115 kV operando normalmente abiertas, las contingencias sencillas de cualquiera de los transformadores
230/115 kV de las subestaciones Ocaña, Belén (Cúcuta) y San Mateo, ocasionan desatención de demanda. También se presenta demanda no atenida ante las contin encias sencillas, ca a – on ención, ca a – A ua c ica, an ateo – nsula,
nsula – ulia y ulia – Ti .
Colapso de tensión en el área ante las contingencias sencillas de cualquiera de los transformadores de conexión, en especial Ocaña . o anterior considerando cerrados los enlaces on ención – Ti e nsula - Belén.
on la conexión del nue o trans ormador en la su estación uati uar , al igual que la reconfiguración de la línea Bucaramanga – San Gil 115 kV en
ucaraman a – uati uar y uati uar – San Gil, no se observan, bajo condiciones normales de operación, sobrecargas en los transformadores de conexión del área. No
obstante, el nivel de carga en la línea Bucaramanga – Real Minas 115 kV es superior al límite permitido. La contingencia del enlace Barranca – Palenque 115 kV torna más critica esta situación.
La contingencia de uno de los transformadores 230/115 kV de la subestación Barranca, ocasiona violaciones por sobrecarga en el banco paralelo que queda en
operación y su posterior desconexión del sistema.
En el a o , las contin encias sencillas de al uno de los trans ormadores de las su estaciones ucaraman a, Palos y uati uar , ocasionan violaciones en el STR.
En el año 2016 se observan cargabilidades cercanas al 100 % en los transformadores
de conexión de las subestaciones Palos y Bucaramanga.
3.1.3 Nuevos proyectos en el área
Respecto a los proyectos de expansión definidos y aprobados por la UPME en la zona de
influencia de la subestación Tasajero 230 kV, los mismos se listan a continuación:
Subestación Sogamoso 500/230 kV – 900 MVA, reconfiguración de la línea Primavera –
Ocaña 500 kV en Primavera – Sogamoso y Sogamoso – Ocaña. Reconfiguración de la línea Barranca – Bucamanga 230 kV en Barranca – Sogamoso y Sogamoso – Bucaramanga. Doble circuito Sogamoso – Guatiguará 230 kV.
Conexión de Ecopetrol a la subestación Comuneros 230 kV a través de un doble circuito.
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Cambio de configuración de la subestación Caño Limón 230 kV, de barra sencilla a barra principal más transferencia. Adicionalmente, instalación de dos nuevas bahías de
línea en las subestaciones Banadia y Toledo (ambas hacia Samoré)
Nuevo transformador 230/115 kV en la subestación Guatiguará y reconfiguración de la línea Bucaramanga – San Gil 115 kV en Bucaramanga – Guatiguará y Guatiguará – San Gil
3.2 Descripción general de la subestación Tasajero 230 kV
La subestación Tasajero tiene una configuración interruptor y medio. Consta de cuatro (4)
bahías de línea (Palos, Belén, San Mateo y Guatiguará), y dos (2) bahías de conexión, las
cuales sirven para conectar a la planta Termotasajero y al transformador de arranque.
A continuación se presenta el diagrama Unifilar con la identificación de sus equipos,
propiedad de DISTASA S.A. E.S.P.
Figura 2. Diagrama Unifilar subestación Tasajero
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3.2.1 Ubicación subestación Tasajero
La subestación Tasajero esta ubicada en el municipio de San Cayetano en el departamento
de Norte de Santander, a una altura aproximada de 263 metros sobre el nivel del mar. Sus
coordenadas son las siguientes:
A nivel de accesos, se puede llegar a través de una vía pavimentada en buenas
condiciones (corredor vial “Cúcuta - El Zulia – San Cayetano”), trayecto que dura
aproximadamente 45 minutos; la distancia lineal entre la subestación Tasajero y la ciudad
de Cúcuta es aproximadamente de 13 km. A continuación se presenta la posición relativa
de la subestación con respecto a otros puntos geográficos.
Figura 3. Ubicación subestación Tasajero
Latitud 7°50'50.90"N
Longitud 72°37'52.69"O
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3.2.2 Descripción física de espacios
Como se dijo anteriormente, la subestación Tasajero está compuesta de seis (6) bahías,
cuatro (4) de línea (Palos, Belén, San Mateo y Guatiguará), y dos (2) de conexión
(Termotasajero y transformador de arranque). Adicionalmente, existen dos espacios
adicionales, donde se podrían construir dos bahías completas. La distribución de la
subestación Tasajero, además de los espacios disponibles para la ampliación de la misma,
se presentan en la siguiente figura.
Figura 4. Espacios Disponibles y distribución de la subestación Tasajero
3.2.3 Descripción de los equipos
La lista de los equipos disponibles en la subestación Tasajero, cuya nomenclatura
corresponde al diagrama unifilar de la figura 2, se presenta a continuación.
Bahía de
conexión
Bahía de
Conexión
Bahía de
línea
Bahía de
línea
Bahía de
línea
Bahía de
línea Espacio
disponible
Espacio
disponible
CORTES
CENTRA
LES
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EQUIPO IDENTIFICACIÓN CORRIENTE
NOMINAL
TENSIÓN
NOMINAL2
CORRIENTE
DE CORTO
Barrajes MB1 y MB2 1200 A 230 kV 40 kA
Interruptor
Cromptom B32 3150 A 245 kV 40 kA
Interruptor
Mitsubishi B11,B12,B21, B22,
B23,B31, B33 2000 245 kV 40 kA
Seccionador
Mitsubishi
D11,D12,D14,D15,D21D22,D24,D25,D27,D26,D31,D3
2,D34, D35, D37,D38
2000 A 230 kV 40 kA
Seccionador con
cuchilla Mitsubishi
D13, D23, D33 2000 A 230 kV 40 kA
Transformador de
corriente
Mitsubishi 34C
1000-500 A 230 kV 40 kA
Transformador de
corriente ALSTOM 34C, 33C, 32C,
37C,36C,35C, 31C
1000-500 A 230 kV 40 kA
Transformador de
Corriente
CROMPTON 30C
1000-500 A 230 kV 40 kA
Transformador de
potencial
MITSUBISHI 30P,31P,32P
- 230 kV -
Transformador de
potencial ALSTOM 34P,33P - 230 kV -
2 Tensión nominal de equipo, no de funcionamiento
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Teniendo en cuenta esta información, a continuación se determina la potencia máxima de
los elementos; la misma la dará el equipo de menor capacidad.
Elemento
Capacidad
nominal (A)
Tensión nominal
(kV) Potencia Máxima3 (MVA)
Barraje 1200 245 509
Interruptor Cromptom 3150 245 1336
Interruptor MITSUBISHI 2000 245 848
Seccionadores 2000 230 796
Transformador de
Corriente 1000 230 398
Es claro que la limitante de potencia por la subestación Tasajero actualmente es de 398
MW y está dada por la capacidad nominal de los transformadores de corriente.
4. ANÁLISIS ELÉCTRICOS
Antes de presentar los análisis eléctricos, a continuación se describen los supuestos
tenidos en cuenta y la metodología empleada para determinar la máxima capacidad de
carga y generación que se podría conectar en la subestación Tasajero 230 kV. Es
importante mencionar que estos análisis son exclusivos para la subestación Tasajero,
aunque en el documento se hace referencia de otras subestaciones.
4.1 Supuestos
Para las proyecciones de demanda se utilizan las referenciadas en el documento de la UPME, “PR YE IÓN DE DE ANDA DE ENER A E É TRI A Y P TEN IA ÁXI A”, revisión noviembre 2011. Se asume un escenario alto de crecimiento.
3 Valor referencial
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Figura 5. Proyecciones de Demanda (Potencia)4
Para los análisis eléctricos, inicialmente se establecen las condiciones base simulación,
tales como topología, demanda y generación. Se tuvieron en cuenta tres escenarios de
despacho en el área, específicamente para la planta Termotasajero: despacho máximo,
despacho mínimo y sin generación. Este ejercicio se realiza para todo el horizonte 2012 –
2017, bajo condiciones normales de operación y ante contingencia N-1. A continuación se
presentan las condiciones más críticas identificadas para la conexión de demanda y/o
4 tomada de : proyección de demanda de ener a eléctrica y potencia m xima”, revisión
noviembre 2011. Documento UPME
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generación:
Condiciones
Generación del
área
Demanda del
área
Generación máxima que se
puede conectar Máxima Máxima/Mínima
Demanda máxima que se
puede conectar Mínima Máxima
Adicionalmente, con el objetivo de identificar otras limitantes, se realizan análisis
complementarios, tales como Corto Circuito y Estabilidad transitoria.
4.2 Metodología
A continuación se presenta la metodología empleada por DISTASA S.A. E.S.P para el
desarrollo de los análisis eléctricos:
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Figura 6. Diagrama Metología
4.3 Análisis capacidad de conexión de la demanda
Se realizan las curvas PV y PQ en las subestaciones Tasajero, Belén y San Mateo 230 kV.
Lo anterior bajo condiciones normales de operación y ante contingencia sencilla (Tasajero
– Belén, Tasajero – San Mateo, Tasajero – Palos. Tasajero – Guatiguará, San Mateo –
Ocaña, Ocaña – Palos Y Belén – San Mateo), contemplando los siguientes escenarios de
despacho: sin generación, mínimo despacho y máximo despacho en Tasajero. A
continuación se presentan las condiciones operativas consideradas.
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Figura 7. Condiciones del Sistema
4.3.1 Curvas QV
Mediante variaciones de potencia reactiva en las subestaciones de estudio, se corren flujos
de carga sucesivos y se establece el voltaje en cada una de las barras. La curva QV es una
gráfica que tiene en su eje Y los valores de potencia reactiva, y en el eje X el valor de
tensión. A continuación se presentan las curvas QV obtenidas bajo diferentes condiciones
operativas.
Condición
Despachado Termotasajero
máximo
Falla Tasajero - San Mateo
Falla Tasajero - Belen
Falla Tasajero - Palos
Falla Tasajero - Guatiguará
Falla Ocaña - Palos
Falla Ocaña - San Mateo
Falla San Mateo - Belén
Despachado Termotasajero
minimo
Falla Tasajero - San Mateo
Falla Tasajero - Belen
Falla Tasajero - Palos
Falla Tasajero - Guatiguará
Falla Ocaña -Palos
Falla Ocaña - San Mateo
Falla San Mateo - Belén
Sin Termotasajero despachado
Falla Tasajero - San Mateo
Falla Tasajero - Belen
Falla Tasajero - Palos
Falla Tasajero -Guatiguará
Falla Ocaña - Palos
Falla Ocaña - San Mateo
Falla San Mateo - Belén
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Condición Curvas QV Tasajero
SUBESTACIÓN TASAJERO 230 KV
Sin Generación en
Termotasajero: Ante la falla
Ocaña – San Mateo, se observa
que para mantener la tensión
por encima de 90% (antes de la
entrada de Sogamoso), es
necesario tener algún tipo de
compensación en el área o
encender la planta.
Posterior a la entrada de
Sogamoso, las necesidades de
potencia reactiva son menores,
independientemente si esta
central esta generando. Lo
anterior se debe a la inyección a
nivel de 500 kV que se tiene en
el área, junto con su red
asociada.
Respecto a las otras
contingencias, es posible
atender nuevas cargas con
requerimientos de potencia
reactiva no mayores a 20 MVAr.
Figura 8. Curva QV Tasajero – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012
Figura 9. Curva QV Tasajero – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015
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Figura 10. Curva QV Tasajero – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017
Despacho Mínimo
Termotasajero: Cuando
Termotasajero esta en
operación entregando su mínimo
técnico, se observa que los
niveles de tensión son
adecuados. Así mismo, ante
todas las contingencias
evaluadas, no se presentan
necesidades de reactivos en
esta subestación.
Bajo estas condiciones, se
podría conectar una carga con
un consumo hasta de 50 MVAr
(siempre y cuando la curva PV
soporte una carga con un factor
de potencia 0,9). Después de la
entrada de Sogamoso, este
valor podría ser hasta de 100
MVAr.
Figura 11. Curva PV Tasajero –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012
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Figura 12 Curva PV Tasajero –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015
Figura 13 Curva PV Tasajero –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2017
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Despacho máximo
Termotasajero: Se observa un
desempeño adecuado ante
todas las contingencias.
Bajo estas condiciones, antes de
la entrada de Sogamoso, se
podría conectar una carga con
un consumo hasta de 75 MVAr
(siempre y cuando la curva PV
soporte una carga con un factor
de potencia 0,9).
Figura 14. Curva PV Tasajero –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012
Figura 15. Curva PV Tasajero –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2015
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Figura 16 Curva PV Tasajero –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2017
SUBESTACIÓN BELÉN 230 KV
Sin Generación en
Termotasajero: Antes de la
entrada de Sogamoso, se
observan necesidades de
potencia reactiva en el nodo
Belén. Lo anterior para cubrir la
contingencia Ocaña – San
Mateo.
Dichas necesidades se pueden
suplir con la generación de
Termotasajero, siempre y
cuando la misma se encuentre
despachada en mérito.
Figura 17. Curva QV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012
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Figura 18 Curva QV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015
Figura 19 Curva QV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017
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Despacho Mínimo
Termotasajero: Cuando
Termotasajero esta en
operación entregando su mínimo
técnico, las tensiones en los
nodos son adecuados. Esto
quiere decir que las necesidades
de potencia reactiva son
cubiertas por esta planta.
Figura 20. Curva QV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012
Figura 21. Curva QV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015
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Figura 22 Curva QV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012
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Despacho máximo
Termotasajero: Con máximo
despacho en Termotasajero, las
necesidades de potencia
reactiva de la subestación Belén
se suplen, exportando
excedentes al STN por los
enlaces Ocaña - San Mateo,
Tasajero – Palos y Tasajero –
Guatiguará.
Figura 23. Curva PV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012
Figura 24 Curva QV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2015
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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27
Figura 25 Curva QV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2017
SUBESTACIÓN SAN MATEO 230 KV
Sin Generación en
Termotasajero: Ante la
contingencia Ocaña – San
Mateo, se observan necesidades
de potencia reactiva en esta
subestación y la misma Belén.
Por esta razón sería necesario
disponer de Termotasajero para
soportar las necesidades de
reactivos del área.
Después de la entrada de
Sogamoso, su red asociada
aporta los reactivos necesario
para mantener las tensiones
dentro del límite permitido.
Figura 26. Curva QV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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28
Figura 27 Curva QV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015
Figura 28 Curva QV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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29
Despacho Mínimo
Termotasajero: las
necesidades de la subestación
San Mateo se ven satisfechas
por el despacho de
Termotasajero; inclusive ante
contingencias criticas como lo es
Ocaña – San Mateo.
Figura 29. Curva QV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012
Figura 30 Curva QV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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Figura 31 Curva QV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2017
Despacho máximo
Termotasajero: Bajo estas
condiciones los niveles de
tensión son adecuados en San
Mateo; inclusive se puede
soportar necedades de reactivos
por encima de 50 MVAr ante
diferentes contingencias, siendo
la mas crítica Tasajero - San
Mateo.
Figura 32. Curva QV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
VERSIÓN: 2 FECHA: 2012-03 Página 31 de 76
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Figura 33 Curva QV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2015
Figura 34 Curva QV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2017
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
VERSIÓN: 2 FECHA: 2012-03 Página 32 de 76
32
4.3.2 Curvas PV
Mediante variaciones de potencia activa en las subestación Tasajero, se corren flujos de
carga sucesivos y se establece el voltaje en cada una de las barras. La curva PV es una
gráfica que tiene en su eje X las variaciones de potencia activa, y en el eje Y el valor de
tensión. A continuación se presentan las curvas PV obtenidas bajo diferentes condiciones
operativas.
Condición Curvas PV Tasajero
Sin Generación en
Termotasajero: La falla Ocaña
– San Mateo limita la conexión
de la demanda en el área
Nordeste, sin embargo, esta
condición se da actualmente,
por lo cual es necesario
mantener los niveles de tensión
en la zona con la planta
Termotasajero.
A parte de esta contingencia, el
evento que limita la conexión de
carga adicional, es la falla de
Ocaña – Palos, siendo esta
última la que limitaría la
capacidad de conexión en
Tasajero a 65 MW.
Figura 35. Curva PV Tasajero – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
VERSIÓN: 2 FECHA: 2012-03 Página 33 de 76
33
Figura 36 Curva PV Tasajero – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015
Figura 37 Curva PV Tasajero – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
VERSIÓN: 2 FECHA: 2012-03 Página 34 de 76
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Despacho Mínimo en
Termotasajero: Bajo estas
condiciones se puede soportar la
conexión de 75 MW de
demanda. El evento que impone
esta limitante sigue siendo la
pérdida de la línea Ocaña – San
Mateo.
Para los años posteriores con la
entrada de Sogamoso, se
podrían conectar hasta 145 MW,
siempre y cuando se despache
Termotasajero.
Figura 38. Curva PV Tasajero –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012
Figura 39 Curva PV Tasajero –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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35
Figura 40 Curva PV Tasajero –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012
Despacho máximo
Termotasajero: Para un
despacho pleno en
Termotasajero, los niveles de
tensión en el área se mejoran
considerablemente, permitiendo
conectar hasta 85 MW en el
2012, lo cual puede aumentar
con la entrada de Sogamoso y
su red asociada.
Figura 41. Curva PV Tasajero –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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36
Figura 42 Curva PV Tasajero –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2015
Figura 43 Curva PV Tasajero –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2017
Condición Curvas PV Belén
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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37
Sin Generación en
Termotasajero: Al igual que
en el caso anterior, es necesario
disponer de una generación
mínima en Tasajero para
mantener las tensiones en al
área, ante la contingencia Ocaña
– San Mateo. Otros eventos de
falla que limitan la conexión da
carga, es la pérdida de la línea
Ocaña – Palos. Bajo esta
topología solo se podrían
conectar 69 MW.
Posterior a la entrada de
Sogamoso, el valor de carga
podría aumentar hasta 80 MW.
La limitante en este caso seria la
pérdida del enlace Tasajero –
Guatiguará. Sin embargo, con el
aumento progresivo de la
demanda, este valor se reduce
a 64 MW en el año 2017.
Figura 44. Curva PV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012
Figura 45 Curva PV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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Figura 46 Curva PV Belén – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017
Despacho Mínimo
Termotasajero: En el 2012 se
observa que los niveles de
tensión se pueden mantener en
Belén para la conexión de 75
MW en Tasajero. La limitante en
este caso sigue siendo la
pérdida del enlace Ocaña – San
Mateo.
Después de la entrada de
Sogamoso, se podrían conectar
mas de 100 MW en Tasajero
230 kV, sin violar los límites de
tensión en Belén.
Figura 47. Curva PV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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39
Figura 48 Curva PV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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40
Figura 49 Curva PV Belén –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2017
Despacho máximo
Termotasajero: En el año
2012, si se conectaran 82 MW
en Tasajero, el nivel de tensión
en Belén estaría por encima del
90%.
Después de la entrada de
Sogamoso, la potencia máxima
que se puede conectar en
Tasajero aumenta, siendo
factible conectar 135 MW para
el año 2017.
Figura 50. Curva PV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012
Figura 51 Curva PV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2015
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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Figura 52 Curva PV Belén –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 201
Condición Curvas PV San Mateo
Sin Generación en
Termotasajero: con la
conexión de 69 MW de demanda
en Tasajero, los niveles de
tensión en la subestación San
Mateo se mantiene por encima
del 90%, inclusive ante la
pérdida de la línea Ocaña –
Palos.
No obstante, se sigue
necesitando la generación de
Termotasajero para soportar la
contingencia de la línea Ocaña –
San Mateo.
Después de la entrada de
Sogamoso, el valor de carga
podría aumentar hasta 80 MW.
Figura 53. Curva PV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2012
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
VERSIÓN: 2 FECHA: 2012-03 Página 42 de 76
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La limitante en este caso seria la
pérdida del enlace Tasajero –
Guatiguará. Sin embargo, con el
aumento progresivo de la
demanda, este valor se reduce
a 64 MW en el año 2017.
Figura 54 Curva PV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2015
Figura 55 Curva PV San Mateo – sin Generación en Termotasajero para el Año 2017
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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Despacho Mínimo
Termotasajero: Para el 2012
se observa que los niveles de
tensión se pueden mantener en
San Mateo para la conexión de
75 MW en Tasajero. La
condición que impone esta
limitante es la pérdida del
enlace Ocaña – San Mateo.
Figura 56. Curva PV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2012
Figura 57 Curva PV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2015
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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Figura 58 Curva PV San Mateo –Generación Mínima en Termotasajero para el Año 2017
Despacho máximo
Termotasajero: En el 2012 la
conexión de demanda estaría
limitada a 79 MW, esto debido a
que si se conecta mas carga en
el nodo de tasajero, los niveles
de tensión ante la falla Ocaña –
San Mateo estaría por debajo
del 95%
Figura 59. Curva PV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2012
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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Figura 60 Curva PV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2015
Figura 61 Curva PV San Mateo –Generación Máxima en Termotasajero para el Año 2017
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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46
Una vez analizadas cada una de las curvas, bajo los escenarios topológicos y de despacho
contemplados, se puede concluir:
Antes de la entrada de Sogamoso 800 MW junto con su red asociada, no es posible
conectar demanda adicional en Tasajero, si no se cuenta con un mínimo despacho en
Termotasajero (68 MW). Si se garantiza esta generación, se podrían conectar hasta 75
MW, sin que se ocasionen violaciones de tensión (bajo condiciones normales de
operación y ante contingencias sencillas).
Posterior a la entrada de Sogamoso 800 MW, es posible conectar en Tasajero más de
120 MW, lo anterior sin ocasionar violaciones de tensión en las demás subestaciones
del área y con total dependencia de la generación de Termotasajero.
Vale la pena mencionar que estos valores de demanda deben tener un factor de
potencia superior a 0.9, ya que si no se cumple esta condición, se tendría un alto
consumo de potencia reactiva, ocasionando inestabilidad de tensión (ver curvas QV).
La siguiente tabla presenta para todo el horizonte de planeamiento, los valores de
carga que se pueden conectar en la subestación Termotasajero 230 kV.
Año Condición
Tasajero
Carga a
conectar
Contingencia
limitante
2012
Sin despacho - Falla Ocaña – San
mateo
Generación mínima 75 MW Ninguna
Generación máxima 82 MW Ninguna
2013
Sin despacho - Falla Ocaña – San
mateo
Generación mínima 75 MW Ninguna
Generación máxima 82 MW Ninguna
2014
Sin despacho 65 MW Falla Ocaña – San
mateo
Generación mínima 75 MW Ninguna
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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Generación máxima 82 MW Ninguna
2015
Sin despacho 95 MW Falla Tasajero - Palos
Generación mínima 147 MW Ninguna
Generación máxima 154 MW Ninguna
2016
Sin despacho 95 MW Falla Tasajero - Palos
Generación mínima 147 MW Ninguna
Generación máxima 154 MW Ninguna
2017
Sin despacho 95 MW Falla Tasajero –
Guatiguará
Generación mínima 127 MW Ninguna
Generación máxima 137 MW Ninguna
4.4 Análisis de capacidad de conexión de Generación
Al igual que en el procedimiento anterior, se realzan las respectivas simulaciones para
todo el horizonte 2012 – 2017. Para diferentes condiciones topológicas y de demanda, se
realiza un aumento paulatino de la generación conectada en la subestación Tasajero,
hasta llegar al punto donde se presentan violaciones en el sistema, ya sea bajo
condiciones normales de operación o ante contingencia sencilla. A continuación se
presentan las condiciones operativas consideradas.
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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48
Figura 62. Condiciones Flujos de Carga
4.4.1 FLUJOS DE CARGA
Año 2012
Para difrentes condiciones de demanda y de
despacho en Tasajero
Falla Tasajero - San Mateo
Falla Tasajero - Belen
Sensibilidad importaciones y exportaciones a
Venezuela
Falla Tasajero - Palos
Sensibilidad importaciones y exportaciones a
Venezuela
Falla Tasajero - Guatiguará
Falla Ocaña - Palos
Falla Ocaña - San Mateo
Falla Tasajero - San Mateo
Falla Tasajero - San Mateo
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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49
Condición Carga líneas
Sin Contingencia:
A medida que aumenta
la generación en
Termotasajero, la
cargabilidad en la línea
Ocaña - San Mateo
disminuye. Por otro lado,
el nivel de carga en las
líneas Tasajero- Belén y
Tasajero San Mateo
aumenta.
Para el 2012, bajo
condiciones normales de
operación y sin
intercambios de energía
con Venezuela, se
podrían conectar 315 MW
de generación.
Para los años posteriores,
se observa que las líneas
que mas cargaran son
Tasajero – Belén y
Tasajero – San Mateo,
llegando en el año 2017 a
una cargabilidad del 47%
de su carga.
En conclusión, bajo
Figura 63. Carga de las líneas año 2012 sin contingencia
Figura 64. Carga de las líneas año 2015 sin contingencia
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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50
condiciones de
disponibilidad total de
la red, en el horizonte
de análisis 2012 –
2017 se pueden
soportar 160 MW de
generación en
Tasajero adicionales a
los instalados
actualmente.
Figura 65. Carga de las líneas año 2017 sin contingencia
Falla Tasajero – Palos:
Bajo esta topología, se
observa que el aumento
de generación en
Termotasajero no afecta
el nivel de carga de las
líneas del STN. Es decir,
el comportamiento es
similar al del caso base.
Figura 66. Carga de las líneas año 2012 Falla Tasajero - Palos
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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51
Figura 67 Carga de las líneas año 2015 falla Tasajero - Palos
Figura 68 Carga de las líneas año 2017 falla Tasajero - Palos
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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52
Falla Tasajero –
Guatiguará:
Ante esta contingencia se
presenta el mismo
comportamiento del caso
base. Es decir, no se
afectan las condiciones
del sistema para el
horizonte de análisis.
Figura 69. Carga de las líneas año 2012 falla Tasajero – Guatiguará
Figura 70 Carga de las líneas año 2015 falla Tasajero – Guatiguará
Figura 71. Carga de las líneas año 2017 falla Tasajero – Guatiguará
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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53
Falla Tasajero – San
Mateo:
Bajo esta topología se
observa una cargabilidad
del 72 % en la línea
Tasajero - Belén (sin
exportaciones o
importaciones hacia
Venezuela).
Figura 72 Carga de las líneas año 2012 falla Tasajero – San Mateo
Figura 73. Carga de las líneas año 2015 falla Tasajero – San Mateo
Figura 74. Carga de las líneas año 2017 falla Tasajero – San Mateo
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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54
Falla Tasajero – Belén:
Al igual que en el caso de
la contingencia anterior,
la línea que presenta una
mayor cargabilidad es
San Mateo – Tasajero,
llegando el año 2017 al
70 % de su capacidad
nominal.
Figura 75. Carga de las líneas año 2012 falla Tasajero – Belén
Figura 76. Carga de las líneas año 2015 falla Tasajero – Belén
Figura 77 Carga de las líneas año 2017 falla Tasajero – Belén
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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55
Falla Belén – San
Mateo:
Bajo esta topología no se
presentan problemas de
cargabilidad en las líneas,
por el contrario,
disminuye.
Figura 78. Carga de las líneas año 2012 falla Belén – San Mateo
Figura 79. Carga de las líneas año 2015 falla Belén – San Mateo
Figura 80. Carga de las líneas año 2017 falla Belén – San Mateo
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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56
Falla Ocaña – Palos:
Se observan adecuados
niveles de carga. A
medida que aumenta la
potencia instalada en
Tasajero, las
cargabilidades se
mantienen para todos los
años por debajo del 45%.
Figura 81. Carga de las líneas año 2012 falla Ocaña - Palos
Figura 82. Carga de las líneas año 2015 falla Ocaña - Palos
Figura 83. Carga de las líneas año 2017 falla Ocaña - Palos
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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57
Falla Ocaña – San
Mateo:
Bajo esta contingencia no
se observan
cargabilidades superiores
al 45 % cuando se
incrementa la potencia
instalada en Tasajero 230
kV.
Figura 84. Carga de las líneas año 2012 falla Ocaña – San Mateo
Figura 85 Carga de las líneas año 2015 falla Ocaña – San Mateo
Figura 86. Carga de las líneas año 2017 falla Ocaña – San Mateo
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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58
A continuación se presenta un cuadro resumen de las condiciones y circuitos que son
impactados en una mayor proporción por el aumento de la generación, para una conexión
adicional de 160 MW en tasajero:
Condición Elemento Máxima nivel de carga
observado en el 2017
Falla Tasajero – Belén Tasajero –San Mateo 70%
Falla Tasajero – San Mateo Tasajero – Belén 72%
Si bien con esta información puede establecerse que se podría conectar otra unidad en
Tasajero de 160 MW, seguidamente se presenta una simulación complementaria con el fin
de poder establecer si con exportaciones o importaciones desde Venezuela (doble circuito
San Mateo – Corozo 230 kV), es posible evacuar toda esta capacidad instalada. Para tal fin
se modeló la conexión de 160 MW adicionales en Tasajero 230 kV, bajo diferentes
escenarios de intercambio con el vecino país y cuyos resultados se presentan a
continuación:
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
VERSIÓN: 2 FECHA: 2012-03 Página 59 de 76
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Sin Contingencia:
Para condiciones de
importación y
exportación, con una
generación adicional de
160 MW y condiciones sin
eventos en la red, no se
observan cargas
superiores al 40 % para el
caso de Importaciones;
para el caso de
exportaciones la máxima
carga se observa para el
circuito Tasajero - Belén
con 55%.
Importaciones (55 MW)
Figura 87. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en cuenta importaciones desde Venezuela – Sin contingencia
Exportaciones (150 MW)
Figura 88. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en cuenta exportaciones hacia Venezuela – Sin contingencia
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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Falla Tasajero – Belén:
Para condiciones de
importación, no se
observa aumento de
carga en las líneas del
área.
Para condiciones de
exportación, la línea
Tasajero – San Mateo
esta llegando a su
capacidad nominal, por lo
cual, la capacidad de
conexión de potencia en
este nodo se podría
limitar hasta 160 MW
adicionales a los ya
existentes.
Importaciones (55 MW)
Figura 89. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en cuenta importaciones desde Venezuela – Falla Tasajero – Belén
Exportaciones (150 MW)
Figura 90. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en cuenta exportaciones hacia Venezuela – Falla Tasajero – Belén
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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Falla Tasajero – San
Mateo:
Para condiciones de
Importación, no se
observa aumento de
carga en las líneas del
área.
Bajo condiciones de
exportación, la línea
Tasajero – Belén esta
llegando a su capacidad
nominal, por lo cual, la
capacidad de conexión de
potencia se limita a 160
MW adicionales.
Importaciones (55 MW)
Figura 91. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en cuenta importaciones desde Venezuela – Falla Tasajero – San Mateo
Exportaciones (150 MW)
Figura 92. Carga de lineas, con potencia adicional instalada en Tasajero de 160 MW, teniendo en
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
VERSIÓN: 2 FECHA: 2012-03 Página 62 de 76
62
cuenta exportaciones hacia Venezuela – Falla Tasajero – San Mateo
Una vez analizadas cada una de las curvas, bajo los escenarios contemplados, se puede
concluir:
Se pueden conectar 160 MW adicionales de generación en la subestación Tasajero 230
kV. La limitante que genera esta condición es la pérdida de las líneas Tasajero – Belén
y Tasajero – San Mateo.
Para condiciones de demanda mínima, los valores encontrados fueron validados para
estos escenarios de carga. Es decir, solo se podrían evacuar correctamente 160 MW
adicionales desde la subestación Termotasajero 230 kV.
La siguiente tabla presenta para todo el horizonte de planeamiento, los valores de
generación que se pueden conectar en la subestación Termotasajero 230 kV.
Año Potencia (Adicional a la
conectada actualmente)
Restricción
2012 160 MW Ninguna
2013 160MW Ninguna
2014 160 MW Ninguna
2015 160 MW Ninguna
2016 160 MW Ninguna
2017 160 MW Ninguna
4.5 Análisis de Corto Circuito
A continuación se presenta los resultados de las corrientes de cortocircuito monofásico y
trifásico para el horizonte de análisis.
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
VERSIÓN: 2 FECHA: 2012-03 Página 63 de 76
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Figura 93. Corrientes de corto circuito trifasico
Figura 94. Corrientes de corto circuito trifasico
La capacidad declara de la corto circuito de la subestación Tasajero es de 40 kA; se
observan que con la conexión de una maquina adicional en Tasajero, con las mismas
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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64
características a la actual, las corrientes de corto circuito monofásico y trifásico están por
debajo de la capacidad declarada.
4.6 Análisis de Estabilidad Transitoria
Con el objetivo de establecer el comportamiento de las tensiones en las principales
subestaciones del área Nordeste, así como también las variaciones de frecuencia ante
pérdidas súbitas de demanda, a continuación se presenta una simulación dinámica de la
pérdida de 120 MW, bajo un escenario de máximo despacho y mínima demanda (año
2012).
0,89
0,9
0,91
0,92
0,93
0,94
0,95
0,96
0,97
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0
Voltaje(P.U)
Tiempo(S)
VoltajeTransitorioAntePedidadeDemandaenTasajero.Año2012
VoltajetransitoriobarraTasajero VoltajetransitoriobarraBelén VoltajetransitoriobarraSanMateo
59,985
59,99
59,995
60
60,005
60,01
60,015
60,02
60,025
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0
Frecuen
cia(Hz)
Tiempo(S)
FrecuenciaTransitoriaAntePedidadeDemandaenTasajero.Año2012
FrecuenciaenTasajero FrecuenciaenBelén FrecuenciaenSanMateo
INFORME OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DISTASA
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Es claro que los perfiles de tensión, y las variaciones de frecuencia, están dentro de los límites
permitidos por la Reglamentación actual.
5. RECOMENDACIONES REGULATORIAS
A continuación se explicará el procedimiento general que deben seguir los interesados en
conectarse a la subestación tasajero (carga o Generación), referenciado las normatividad
básica que se debe tener en cuenta para tal fin.
5.1 Requisitos Conexión de Demanda
Inicialmente el Usuario deberá elaborar un documento denominado estudio de conexión,
posteriormente el interesado (usuario) deberá solicitar el permiso de conexión a DISTASA
S.A. E.S.P como dueño de la subestación; seguidamente y después de algunos análisis
técnicos por parte de DISTASA S.A E.S.P, análisis dentro de los cuales se verificará la
posibilidad de conexión (viabilidad), se procederá a dar la viabilidad, para lo cual remitirá a
la UPME y al usuario una carta aprobando la conexión a su infraestructura e informando a
la UPME de tal aprobación, junto con el estudio de conexión. La UPME realizará las
verificaciones a lugar para viabilizar o no la conexión solicitada
El procedimiento de la solicitud esta regido en la resolución CREG 025 de 1995, en
particular lo establecido en el código de planeamiento de la expansión del Sistema de
Transmisión Nacional en su numeral 8, el cual dentro de sus principales aspectos
establece:
“8. PROCEDIMIENTO PARA EL ESTUDIO DE LA CONEXIÓN.
Estudio de conexión (Usuario)
Solicitud a DISTASA
Remisión por parte del
DISTASA a la UPME
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a) El usuario deberá realizar un estudio de factibilidad técnica de la conexión. El
estudio podrá ser elaborado por el Usuario, o por el Transportador a solicitud del
usuario. El Transportador acordará con el solicitante el costo del estudio.
b) El Usuario deberá informar a la UPME su intención de conectarse o modificar su
conexión al sistema.
c) El Usuario deberá presentar la solicitud de estudio de conexión al Transportador
mediante un formato único que incluirá:
Un estudio de factibilidad técnica de la conexión.
Una descripción de los equipos a ser conectados al STN, y/o de la modificación
relacionada con los equipos del Usuario ya conectados al STN.
La información de planeamiento estándar relevante como se lista en el Apéndice I.
La fecha de terminación deseada del desarrollo propuesto.
d) El formato de solicitud completo para un estudio de conexión o para la variación
de un acuerdo complementario existente, según sea el caso, será enviado por el
Transportador a la UP E. (…)
(…)
f) Los Transportadores involucrados dispondrán de un plazo de hasta tres (3)
meses para dar un concepto sobre la viabilidad técnica y económica de la
conexión, plazo en el cual se realizarán los estudios de planeamiento respectivos.
(…)”
Posterior a lo establecido en el código de redes, y la aprobación de la UPME y DISTASA,
será necesario seguir los pasos para la conexión que el mismo código de redes en el
numeral 5, establece,:
“ . PR EDI IENT DE A NEXIÓN.
El proceso de la conexión se inicia con la firma del Contrato de Conexión y se
termina con la puesta en servicio de la conexión.
5.1. PARA CONEXIONES NUEVAS (A PARTIR DE LA APROBACIÓN DEL CÓDIGO DE
REDES).
Para conexiones nuevas al STN el usuario debe cumplir los siguientes pasos:
Paso 1.
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Con el concepto favorable de la conexión emitido por la UPME y en coordinación
con el Código de Planeamiento, se debe convenir y firmar el Contrato de Conexión
según lo estipulado en el Numeral 6.
Paso 2.
El Usuario debe elaborar los diseños, planos, memorias de cálculo y
especificaciones para la adquisición de los equipos y materiales electromecánicos y
electrónicos y para la construcción de las obras civiles y el montaje, que son
necesarios para la construcción de la conexión del Usuario al Punto de Conexión
ofrecido por el Transportador y, si es del caso, para la construcción de la nueva
subestación o ampliación de una existente del STN.
El diseño debe cumplir con los requerimientos técnicos indicados en los Numerales
7, 8, 9 y 10 además de los lineamientos aplicables, establecidos en los Anexos CC.1
a CC.7.
La especificación de los equipos y la elaboración de los planos deben cumplir las
normas internacionales IEC o sus equivalentes y las nacionales NTC (Normas
Técnicas Colombianas), que sean aplicables.
Paso 3.
El Usuario debe presentar para aprobación del Transportador los diseños,
memorias de cálculo, especificaciones y planos, incluyendo como mínimo:
Lista de normas utilizadas.
Configuración de la conexión y consideraciones técnicas de confiabilidad y
seguridad para el STN.
Diagramas unifilares y elementales como por ejemplo distribución de corriente
continua y corriente alterna, enclavamientos, el sistema de protección, control.
Planos de la conexión, según lo especificado en el Numeral 11.4 y Anexo CC.7.
Plantas y cortes (Anexo CC.7).
Características técnicas requeridas para los equipos de patio, servicios auxiliares,
protección, control y supervisión que correspondan a las exigencias del CC.
Los esquemas de protección y criterios para sus ajustes, equipos de medida para
efectos comerciales/tarifarios, tablero frontera para supervisión y equipo
registrador de fallas. Estos deben corresponder con las exigencias del CC.
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Los esquemas de los sistemas de telecomunicaciones, indicando la integración al
CND o CRD de su cobertura, todos los equipos propuestos, sus características
técnicas, las frecuencias de operación aprobadas por el Ministerio de
Comunicaciones, los tipos de servicios de comunicaciones que se implementarán, y
demás información necesaria para probar los sistemas, según lo requerido en el
Anexo CC.3.
Las Reglas de Seguridad aplicables en el Sitio de Conexión que sea frontera con el
STN. Los procedimientos de puesta a tierra y de aislamientos deben satisfacer los
requerimientos del Transportador (Numerales 7.6, 8.2.5 y 9.2.3).
La información requerida para la supervisión y control (Según Anexo CC-6), lectura
y registro de medidas de información comercial según lo requerido en el Código de
Medida.
El Transportador en un plazo de dos (2) meses debe revisar y aprobar los diseños.
Si el Transportador solicita correcciones o ampliaciones de la información, el plazo
se contará a partir de la fecha en que el Usuario haya completado toda la
documentación.
Paso 4.
Después de aprobados los diseños, el Usuario puede iniciar los procesos de compra
de los equipos y presentar reportes de pruebas tipo que satisfagan los
requerimientos de las normas IEC, ANSI o NTC. Los fabricantes deben adjuntar
certificados de aseguramiento en conformidad con las normas ISO serie 9000.
El Usuario debe enviar para información del Transportador las características
técnicas garantizadas de los equipos finalmente adquiridos.
Paso 5.
Antes del inicio de la construcción de las obras civiles y del montaje del equipo se
debe informar al Transportador la programación de los trabajos principales y el
nombre de la firma interventora contratada por el Usuario. Además se debe
presentar:
Un juego de planos "Aprobados para Construcción" de las obras civiles.
El otorgamiento legal de todas las servidumbres para la conducción de energía
eléctrica sobre el corredor definido para la nueva conexión.
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La licencia de construcción de la(s) subestación(es) y el(los) certificado(s) de
libertad que demuestre(n) la(s) propiedad(es) del(os) predio(s) donde se
instalará(n) la(s) subestación(es) de la nueva conexión.
Paso 6.
Se debe informar al Transportador la fecha de inicio de la pruebas de puesta en
servicio y solicitar la supervisión de pruebas en sitio de los equipos e instalaciones.
El modelo del protocolo de pruebas de puesta en servicio se debe entregar al
Transportador con dos (2) meses de anticipación para revisión y aprobación, y será
devuelto un mes antes de la fecha de puesta en servicio. Conjuntamente con el
protocolo se debe enviar un juego completo de la última versión actualizada de
planos eléctricos, unifilares, elementales y de disposición de los equipos de la
conexión de la subestación.
Se deben cumplir los requisitos para la puesta en servicio de la conexión,
especificados en el Numeral 10.
Paso 7.
Después de ejecutadas las pruebas, aceptada la instalación y aprobado el informe
de cumplimiento de normas, se autorizará la conexión y puesta en servicio de la
instalación.
Paso 8.
Toda modificación deberá ser informada al Transportador, para su estudio y
aprobación.
Paso 9.
En adelante, la operación y mantenimiento se deben hacer en conformidad con el
ódi o de peración y con el ontrato de onexión”.
Otros aspectos importantes que se deben tener en cuenta son las siguientes:
“4. . I A I NE DE U UARI .
(…) a conexión de Usuarios al TN exi e a los primeros el pago de los cargos,
donde sea aplicable, asociados a la conexión, uso y servicios de red según lo
establecido por la CREG.
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El Usuario debe cumplir las normas técnicas de diseño, construcción, montaje,
puesta en servicio, operación y mantenimiento de sus instalaciones y equipos,
según lo establecido en los Numerales 7, 8, 9 y 10.
La operación y el mantenimiento de la conexión la podrá efectuar el Transportador
o el Usuario según se convenga en el Contrato de Conexión, pero en cualquier caso
se hará con sujeción al Código de Operación según instrucciones operativas
emanadas del Centro Nacional de Despacho (CND).
El mantenimiento debe ser de calidad y oportunidad tal que se traduzca en máxima
disponibilidad de la conexión.
Los Usuarios que, realizan actividades de generación, transmisión, distribución o
consumo, tanto en la actualidad como en el futuro y planeen conectarse al STN,
deben cumplir las condiciones establecidas en el Código de Redes y las condiciones
particulares para cada Usuario establecidas en el ontrato de onexión.(…)”
Como se puede observar, el código de redes aclara e informa que es necesario la firma del
denominado contrato de conexión, posteriormente a esta firma se elaborarán los diseños
de los activos de conexión, los cuales deben cumplir con las normas y características
definidas por el mismo código, además de ponerlos a consideración del transmisor para su
aprobación; el contrato de conexión debe contener como mínimo lo declarado en el
numeral 6 del código de redes:
“6. NTRAT DE NEXIÓN.
El Contrato de Conexión, tanto para conexiones nuevas como para existentes,
deberá incluir la siguiente información básica:
Definición de toda la terminología utilizada y la forma cómo debe interpretarse el
Contrato.
Determinación del objeto y el alcance del Contrato en términos generales,
incluyendo las obligaciones que se impongan a los Transportadores y a los
Usuarios.
Documentos que hacen parte del Contrato y rigen su interpretación y alcance:
- Las Leyes Nos. 142, 143 de 1994 y sus decretos regulatorios.
- Las resoluciones vigentes de cargos de conexión y transporte de energía emitidas
por la CREG.
- El Código de Redes en toda su integridad.
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Cargos por conexión al STN:
- Exigencia a los Usuarios del pago de los cargos a que hubiese lugar, forma de
facturación y pago.
- Programa para la conexión.
- Frecuencia de revisión de los cargos.
- Información que el Usuario debe suministrar al Transportador para que éste
pueda calcular los cargos correspondientes.
Obras y equipos que hacen parte de la conexión, según la Resolución CREG 001 de
1994, artículo 21.
Límites físicos de la propiedad:
- Del inmueble.
- En alta y baja tensión.
- En los circuitos de protecciones.
- En los circuitos de sincronización.
- En los circuitos de control.
- En el registrador cronológico de eventos y registrador de fallas.
- En telecomunicaciones, telecontrol.
- En los circuitos de medida, telemedida.
- En el sistema contra incendio y
- Los aspectos que en general sea necesario especificar.
El Contrato establecerá los aspectos operacionales del sistema en condiciones
normal y de emergencia.
Convenir la responsabilidad y las condiciones técnicas de la operación y
mantenimiento, programado y correctivo, para coordinar su ejecución de tal forma
que se reduzcan los tiempos de indisponibilidad de equipos y/o líneas.
Derechos y condiciones de acceso de personal a las instalaciones.
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Definir los servicios prestados entre las partes como:
- La operación.
- El mantenimiento.
- Las comunicaciones.
- Los servicios auxiliares en baja tensión, entre otros.
- Préstamo o arriendo de equipo.
- Servicios de supervisión e información.
En el Contrato se debe especificar que las partes cumplan con el Código de
Seguridad Industrial del Sector Eléctrico.
Establecer la supervisión de:
- El Contrato de Conexión, para operación y mantenimiento.
- La operación en aspectos como la jerarquía de operación, normas o consignas
operativas, instrucciones de servicio, información general.
- El mantenimiento en relación con los programas de mantenimiento, protocolos y
normas, repuestos y medios, accesos, mantenimiento correctivo entre otros.
El Usuario deberá elaborar las solicitudes de modificaciones que se requieran para
conectarse. Esta solicitud debe dirigirse al Transportador y cumplir con los
siguientes requisitos:
- La aprobación por parte del transportador.
- Las licencias técnicas que fijen las condiciones técnico-económicas.
- Firmar el Contrato de Conexión.
- Fijar los cargos de supervisión de acuerdo a la legislación vigente.
Las partes se obligan a comunicarse cualquier cambio en las informaciones
contenidas en el Contrato de Conexión.
El Contrato debe especificar que el Transportador se compromete a que toda la
información que le suministre el Usuario será confidencial (a menos que se den
autorizaciones específicas para hacer pública tal información). Del Usuario también
se requerirá que la información obtenida del Transportador sea confidencial.
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Definir las responsabilidades para todos los servicios pactados entre las partes.
Debe otorgarse el mandato al Transportador para hacer uso eventual de la
garantía de los equipos.
El Usuario debe informar al Transportador las garantías de estabilidad de la obra
suscritas.
Las partes deben dejar constancia de que el personal que operará y realizará los
trabajos de mantenimiento y de supervisión de operación y mantenimiento cuentan
con un seguro integral ante eventuales accidentes de trabajo.
Establecer qué tipo de documentación debe entregarse al transportador antes de la
fecha de energización y los plazos para su trámite.
Definir el procedimiento a seguir cuando se deban resolver cuestiones, disputas o
divergencias que surjan entre las partes.
Las partes definirán la jurisdicción nacional.
Las partes para efecto de la correspondencia comercial deben fijar sus domicilios
comerciales.
Se debe especificar la duración y terminación del Contrato.
Se deben especificar causales de modificaciones al Contrato (estipulaciones y leyes
de la nueva estructuración del Sector Eléctrico Colombiano).
Incluir un listado de Anexos que contengan los documentos relacionados con el
Contrato de Conexión.
Si el punto de conexión consiste en una ampliación de una subestación existente,
además de lo anterior, el Contrato deberá incluir:
- Aprobación del Transportador a la programación y la forma cómo se realizarán los
trabajos de interfaz entre los equipos nuevos y los existentes en las partes de
potencia, control, protecciones, medida, registros, sistema contra incendio, etc.
Con base en esta información el CND programará las desenergizaciones requeridas.
- Programa de desenergizaciones de líneas o equipos necesarias para hacer los
trabajos de interfaz. La indisponibilidad de una línea y/o equipo por condiciones del
STN no dará lugar a reclamaciones de parte del Usuario pero éste podrá solicitar
una explicación de tal impedimento en caso de que vea afectado económicamente.
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El Contrato de Conexión consistirá de todos o algunos de los puntos anteriores,
dependiendo de si es una nueva conexión o una conexión existente, según lo
esta lecido en el Numeral .”
5.2 Requisitos Conexión de Generación
Para la conexión de generación en la subestación Tasajero; se deberán seguir los
siguientes pasos generales
Normativamente, existe una resolución macro (CREG 106 de 2006); en la cual se
establece que para el procedimiento de conexión, se deberá seguir lo estipulado por la
resolución CREG 025 de 1995, el cual fue explicado en el numeral anterior (5.1). El
procedimiento general, tomado de la resolución CREG 109 de 2006 será el siguiente:
“A continuación se establecen los procedimientos para la asignación de puntos de
conexión y capacidad de transporte disponible en el STN, STR o SDL.
1. Cuando no sea necesario ejecutar proyectos de expansión de redes
remuneradas a través de cargos por uso:
Los interesados que deseen conectar sus plantas o unidades de generación al STN,
STR o SDL deberán presentar, un estudio con la solicitud al Transmisor Nacional o
al Operador de Red, en adelante Transportador, de acuerdo con los requisitos del
Código de Redes o del Código de Distribución, según el caso. El estudio deberá
incluir el análisis sobre la factibilidad técnica y financiera del proyecto.
El estudio podrá ser elaborado por el interesado, o por el Transportador a solicitud
de aquél. En el caso de que el interesado haya realizado por su cuenta el estudio
Estudio de conexión (Usuario)
Solicitud a Distasa
Remisión por parte del
transportador a la UPME
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de factibilidad técnica de la conexión, el Transportador revisará dicho estudio
adecuándolo, si es necesario, para que cumpla con los criterios establecidos en la
normatividad aplicable.
El Transportador deberá emitir concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión,
en un plazo máximo de dos (2) meses contados a partir del recibo de la solicitud
con el respectivo estudio, y enviar a la UPME copia del estudio con el
correspondiente concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión.
La UPME realizará el análisis de la conexión y emitirá el respectivo concepto, una
vez conocidos los resultados de las subastas para la asignación de Obligaciones de
Energía Firme y ratificadas las solicitudes de conexión por parte de los interesados,
dando prioridad a quienes se les haya asignado Obligaciones de Energía Firme. Los
interesados deberán ratificar sus solicitudes de conexión dentro de los 15 días
hábiles siguientes a la publicación de los resultados de la subasta. Para los años
que no se programen Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía
Firme, los conceptos se emitirán durante el segundo semestre.
La UPME remitirá este concepto al Transportador para que ofrezca el punto de
conexión y suscriba el respectivo Contrato de Conexión.
La capacidad de transporte asignada estará disponible y tendrá plenos efectos a
partir de la fecha de puesta en servicio del proyecto de conexión.
Una vez la UPME haya remitido el concepto sobre la solicitud de conexión al STN,
STR o SDL, el interesado deberá entregar a la UPME y al transportador un
crono rama de acti idades del proyecto de eneración, unto con la “cur a ” que
muestre el porcentaje de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y,
durante la etapa de construcción, presentará informes de avance cuando le sean
requeridos.
A partir del cumplimiento del trámite señalado en el numeral 0 de este Anexo por
parte de la UPME y con base en el cronograma de actividades del proyecto de
generación, el Transportador y el interesado firmarán, a más tardar dentro de los
treinta (30) días hábiles siguientes a la fecha de la remisión del concepto por parte
de la UPME, el correspondiente Contrato de Conexión.
Adicionalmente, el generador entregará al ASIC, a la fecha de la firma del Contrato
de Conexión.
Si el generador desiste de la ejecución de su proyecto de conexión al STN, STR o
SDL o el proyecto de generación no entra en operación en la fecha establecida en
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el Contrato de Conexión, con por lo menos el 90% de la capacidad asignada, se
liberará la capacidad de transporte asignada y la UPME podrá tenerla en cuenta
para emitir concepto sobre nuevas solicitudes; se hará efectiva la garantía y el
ASIC destinará estos recursos y los rendimientos financieros que generen para
disminuir el monto que debe ser recaudado mensualmente por concepto de cargos
por uso del STN, y también para cubrir los costos financieros o de impuestos
ocasionados por el manejo de dichos recursos.
El no cumplimiento del plazo para firmar el Contrato de Conexión, por parte del
agente que requiere la conexión, no obligará al Transportador a mantener la
capacidad de transporte asignada y ésta podrá ponerse a disposición de otro
solicitante”.
6 CONCLUCIONES Y RECOMEDACIONES
Se identifico que a la subestación Tasajero se puede conectar una demanda máxima de 65
MW (antes de la entrada de Hidrosogamoso) y de 120 MW (posterior a la entrada de
Hidrosogamoso), sin problemas de tensiones en estado normal y en contingencia para
diferentes condiciones de despacho en generación
Se identifico que es posible conectar sin restricciones 160 MW adicionales a los instalados
actualmente; siendo el nivel máximo de carga para las condiciones de exportación y falla
de los circuitos Tasajero – Belén y Tasajero – San Mateo
Se pudo establecer con este ejercicio de planeamiento, la máxima capacidad de conexión
de carga y generación en la subestación Tasajero 230 kV. Es importante aclarar que los
valores obtenidos para ambos casos son mutuamente excluyentes, es decir, no se
estableció la viabilidad técnica de disponer simultáneamente de 160 MW de generación
adicionales, junto con 120 MW de demanda.
Es importante dar a conocer este estudio a la Unidad de Planeación Minero Energética –
UPME, y demás interesados en conectarse en la subestación Tasajero 230 kV.
Se recomienda actualizar este estudio anualmente, no solo con el objetivo de cumplir con
lo estipulado por la Reglamentación actual, sino también con el objetivo de disponer de
información técnica de primera mano, cuando se requieran solicitudes de conexión.