A7DCE7E90F0DD2AB0525790600518FCD Códigos - 1995 - RES.025-1995.COD..REDES.-COD.PLANEAMIENTO

Texto del documento

“Por la cual se establece el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.”

CÓDIGO DE REDES

CÓDIGO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL

1. INTRODUCCIÓN

Este Código especifica los criterios, estándares y procedimientos para el suministro y tipo de información requerida por la Unidad de Planeamiento Minero Energético (UPME), en la elaboración del Plan de Expansión de Referencia, y por los Transportadores, en la ejecución del planeamiento de detalle y el desarrollo del sistema interconectado de transmisión a tensiones iguales o superiores a 220 kV, denominado Sistema de Transmisión Nacional (STN), y que deben ser considerados por los Usuarios de este sistema en el planeamiento y desarrollo de sus propios sistemas.

2. OBJETIVOS

Los objetivos de este Código son:

Especificar los estándares que serán usados por la UPME y los Transportadores en el planeamiento y desarrollo del STN.

Definir los procedimientos para el suministro y tipo de información requerida por la UPME y los Transportadores para realizar el planeamiento y desarrollo de las redes que forman parte del STN.

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.

3. APLICACIÓN

Este Código se aplica a los Transportadores , la UPME y los siguientes Usuarios:

Generadores conectados directa o indirectamente al STN.

Distribuidores conectados directa o indirectamente al STN.

Grandes Consumidores conectados directamente al STN.

Cualquier otro Usuario o entidad con un sistema conectado directamente al STN.

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.

Para los refuerzos del STN se aplicará lo establecido en la Resolución CREG-001 de 1994.

4. TIPOS DE CONEXIÓN

El desarrollo del STN comprende la ejecución de refuerzos o extensiones que aparecen por un sinnúmero de razones, entre las que se incluyen las siguientes, sin estar limitadas a éstas:

Conexión de un nuevo Usuario al STN.

El desarrollo del sistema de un Usuario del STN que ya esta conectado a éste.

La introducción de un nuevo Sitio de Conexión o la modificación de un Sitio de Conexión existente entre un Usuario y el STN.

El efecto acumulado de un número de desarrollos tales como los mencionados anteriormente por uno o más Usuarios del STN.

Los refuerzos o extensiones del sistema del STN pueden involucrar obras nuevas o de ampliación en:

La subestación en el Sitio de Conexión donde equipos del Usuario se conectan al STN.

Líneas de transmisión u otros equipos, los cuales unen ese Sitio de Conexión al resto del STN.

Líneas de transmisión u otros equipos en o entre puntos remotos de ese Sitio de Conexión.

El tiempo requerido para el planeamiento y desarrollo del STN dependerá del tipo y tamaño de los refuerzos necesarios, de los trámites legales y de la financiación para la ejecución de las diferentes fases de los proyectos, de la aprobación de los planes de expansión y del grado de complejidad del nuevo desarrollo para mantener un adecuado nivel de calidad, seguridad y confiabilidad en el sistema.

Tanto los nuevos Usuarios como los existentes que vayan a ampliar sus instalaciones o deseen conectarse a un nuevo punto de la red, deberán informar a la UPME de dicha ampliación o conexión. Dependiendo del proyecto, el (los) Transportador(es) involucrado(s) definirá(n) la fecha más temprana de entrada en operación. La UPME se establece como segunda instancia, en caso de que no exista acuerdo con respecto a esta definición.

5. ELEMENTOS DE PLANEAMIENTO

La planeación de la expansión del STN se realizará a corto (3 años), mediano (5años) y largo plazo (mayor a 10 años), mediante planes de expansión flexibles que se adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales, cumpliendo con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad definidos en este Código de Planeamiento. Los proyectos propuestos en estos planes deberán ser técnica, ambiental y económicamente factibles y la demanda deberá ser atendida cumpliendo con criterios de uso eficiente de los recursos energéticos.

Sin perjuicio de lo establecido en la ley, para efectuar el planeamiento del STN es necesario definir elementos de planeamiento aplicados tanto a los análisis de estado estacionario como transitorio y definir índices de confiabilidad con los cuales se mida si el suministro de energía eléctrica es adecuado.

5.1. Calidad

5.1.1. Tensión

El STN se planeará de tal forma que permita, en conjunto con la generación, los sistemas de transmisión regionales y los sistemas de distribución local, asegurar que la tensión en las barras de carga a nivel de 220 kV y superiores no sea inferior al 90% del valor nominal, ni superior al 110%.

5.1.2. Armónicos

Las formas de onda de tensión y corriente, con respecto al contenido de armónicos y desbalance de fases, cumplirán los requisitos establecidos por la NTC (Norma Técnica Colombiana) respectiva. Mientras no exista NTC aplicable, se utilizará la Norma ANSI/IEEE 519.

5.2. Seguridad

El STN se debe planear en concordancia con la planeación de la generación para que, entre Transportadores y Generadores -bajo la coordinación del CND-, garanticen los siguientes aspectos:

El sistema debe permanecer estable bajo una falla trifásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 220 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.

El sistema debe permanecer estable bajo una falla monofásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 500 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.

Una vez despejada la falla, la tensión no debe permanecer por debajo de 0,8 p.u. por más de 700 ms.

Las oscilaciones de ángulos de rotor, flujos de potencia y tensiones del sistema deberán ser amortiguadas (el sistema debe tener amortiguamiento positivo).

No se permiten valores de frecuencia inferiores a 57,5 Hz durante los transitorios.

No se permiten sobrecargas en las líneas ni en los transformadores. La cargabilidad de los transformadores se determina por la capacidad nominal en MVA y para las líneas se toma el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad, aplicando los criterios anteriormente expuestos.

5.3. Confiabilidad

Para la evaluación de la confiabilidad del STN se podrán usar métodos determinísticos o probabilísticos, a criterio del Transportador. El criterio de confiabilidad debe mostrar que es la alternativa de mínimo costo incluyendo: costos de inversión, operación, mantenimiento de la red, pérdidas, y energía no suministrada por indisponibilidad del sistema de transmisión.

El criterio de mínimo costo debe ser equivalente al de los planes de expansión de referencia utilizados para el cálculo de los ingresos regulados de la actividad de transmisión.

5.3.1. Método probabilístico

Para el análisis de confiabilidad por métodos probabilísticos el criterio será que el Valor Esperado de Racionamiento de Potencia (VERP), en cada uno de los nodos donde existe demanda, sea inferior al 1% medido en el nivel de 220 kV. Para calcular el VERP se tomará como referencia un valor de máxima indisponibilidad del 1% acumulado anual por cada 100 km de línea y por cada circuito.

5.3.2. Método determinístico

Para el análisis de confiabilidad por medio de métodos determinísticos se debe utilizar el criterio N-1, según el cual el STN debe ser capaz de transportar en estado estable la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones de carga en caso normal de operación y de indisponibilidad de un circuito de transmisión a la vez.

6. PROCEDIMIENTOS PARA EL SUMINISTRO DE INFORMACIÓN

La información se clasifica en dos tipos:

Información estándar de planeamiento.

Información detallada de planeamiento.

En los Apéndices I y II se presenta en detalle la información requerida.

La información estándar y la información detallada de planeamiento están consideradas en tres niveles diferentes:

Información de planeamiento preliminar de proyectos.

Información de planeamiento de proyectos aprobados.

Información de planeamiento de proyectos en operación.

En el momento en que un Usuario solicite un Estudio de Conexión, la información suministrada por el Usuario será considerada como información de planeamiento preliminar. El tipo de información de planeamiento preliminar dependerá de las características de cada proyecto y será definido por los Transportadores involucrados.

Una vez se apruebe la conexión, la información preliminar del proyecto e información subsecuente requerida por los Transportadores bajo este Código de Planeamiento, se convertirá en información de planeamiento de proyectos aprobados.

En el momento en que un proyecto entre en operación se deberá actualizar la información correspondiente. Esta información será entonces llamada información de planeamiento de proyectos en operación.

La información de planeamiento de los proyectos aprobados y de los proyectos en operación formarán la base con la cual se acometerá el planeamiento del STN. Esta información no será confidencial y los Transportadores la usarán en los siguientes casos:

En la preparación del Plan de Expansión y en estudios relacionados con éste.

Cuando se estudien solicitudes de otros Usuarios.

Para propósitos del planeamiento operativo.

Para suministrarla como parte de la información del sistema.

7. PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA (TRANSMISIÓN)

Con el fin de compatibilizar criterios, estrategias y metodologías para la expansión del STN, se constituirá un Comité de Planeamiento Asesor de la UPME, con participación de un (1) representante del área de planeamiento de transmisión de cada Transportador.

Para la preparación del Plan de Expansión de Referencia los Transportadores y los Usuarios del STN deben entregar a la UPME la información de planeamiento estándar y la información de planeamiento detallada según la lista de los Apéndices I y II. Esta información se deberá entregar a más tardar en el mes de marzo de cada año y deberá cubrir un horizonte de por lo menos diez (10) años.

La UPME considerará el concepto técnico de ISA y se apoyará en esta entidad en los estudios que requiera para elaborar el plan de expansión de referencia del STN.

La UPME someterá el Plan de Expansión de Referencia al Cuerpo Consultivo a más tardar en el mes de junio de cada año, y pondrá a disposición de los Transportadores del STN el Plan de Expansión de Referencia aprobado por el Ministerio de Minas y Energía a más tardar un mes después, para que cada Transportador actualice el plan detallado de su sistema.

Cada Transportador debe preparar anualmente un plan detallado para cinco (5) años donde se indiquen las oportunidades disponibles para conectarse y usar el sistema, señalando aquellas partes de dicho sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y transporte de cantidades adicionales de potencia y energía. Este plan se deberá entregar a más tardar en el mes de marzo de cada año.

El Plan de Expansión de Referencia y los planes detallados deben ser flexibles, de tal forma que se adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales, cumpliendo con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad definidos en este código de planeamiento. Los proyectos propuestos en estos planes deberán ser técnica, ambiental y económicamente factibles y la demanda deberá ser atendida cumpliendo con criterios de uso eficiente de los recursos energéticos.

8. PROCEDIMIENTO PARA EL ESTUDIO DE LA CONEXIÓN

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 UPME.
e) Los transportadores involucrados acordarán con el solicitante el costo del estudio de la solicitud de conexión al STN.
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.
g) Si como resultado del análisis de la solicitud de conexión se concluye que es preciso acometer estudios adicionales, el Usuario solicitante, y los Transportadores involucrados acordarán el plazo y costo para la realización de dichos estudios.

JORGE EDUARDO COCK LONDOÑO EVAMARIA URIBE TOBON
Presidente Director Ejecutivo

APÉNDICE I

INFORMACIÓN ESTÁNDAR DE PLANEAMIENTO

1. INTRODUCCIÓN

En este apéndice se presentan los formatos de recolección de la información estándar de planeamiento necesaria para efectuar los estudios de planeamiento de la transmisión, dentro de los cuales se incluyen programas de expansión automatizada, flujos de cargas, cortocircuito, estabilidad transitoria, estabilidad dinámica, confiabilidad y evaluación económica para la definición de los esquemas de transmisión.

2. SUPUESTOS

a. Se definen las siguientes categorías de información: demandas, sistema generación - transmisión y costos índices.

b. Los formatos con la información estándar de planeamiento requerida, deben ser elaborados en una hoja de cálculo.

c. En los Cuadros 1 al 13 se especifican las características de los datos requeridos.

3. DEMANDAS

La proyección de demanda deberá ser coherente con la proyección de demanda elaborada por la UPME.

Se solicitan datos a nivel anual de las proyecciones de energía y potencia correspondientes al escenario medio o más probable (Cuadro 1) y la información necesaria para su distribución temporal a nivel mensual, ya sea estimada para el futuro o promedio histórico (Cuadro 2).

Adicionalmente, se requiere la curva de demanda horaria numérica (Cuadro 3) y gráfica para barras de carga hasta el nivel de 110 kV del día de máxima demanda del Sistema Interconectado Nacional -SIN- (la fecha del día de máxima demanda del año anterior, se comunica en los primeros días de Enero)

Costos de Racionamiento. Los costos de racionamiento serán los mismos utilizados para la operación del SIN.

4. SISTEMA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN

La información de transmisión debe corresponder a redes equivalentes de tensiones iguales o superiores a 110 kV utilizadas en cada empresa para los estudios de expansión de la transmisión, anexando diagramas unifilares y de ubicación geográfica.

Los formatos especificados para el sistema generación - transmisión contienen la siguiente información general:

Cuadro 4: Información de las subestaciones, la cual debe ser diligenciada para cada año.

Cuadro 5: Información de líneas de tensiones iguales o superiores a 110 kV.

Cuadro 6: Información de transformadores

Cuadro 7: Información de unidades para estudios de estabilidad transitoria.

Cuadro 8: Información del modelo detallado de máquinas.

Cuadro 9: Información de reguladores de velocidad de plantas hidráulicas (se proponen los datos para un modelo típico).

Cuadro 10: Información de reguladores de velocidad de plantas térmicas (se proponen los datos para un modelo típico).

Cuadro 11: Información de reguladores de tensión (se proponen los datos para un modelo típico).

La información de subestaciones solicitada en el Cuadro 4 es para cada año, lo cual permite incluir las subestaciones nuevas y reflejar los cambios en demanda, generación y configuración de cada una de las subestaciones, año a año.

5. COSTOS ÍNDICES

Se solicitan los costos índices para inversión, operación y mantenimiento en miles de dólares constantes, a diciembre del año anterior.

Cuadro 12: Costos índices de subestaciones, líneas, transformadores y compensación reactiva.

Cuadro 13: Costos índices de operación y mantenimiento.

JORGE EDUARDO COCK LONDOÑO EVAMARIA URIBE TOBON
Presidente Director Ejecutivo

Cuadro 1
DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA Y POTENCIA

Parámetro	Significado	Unidad
Año	Año para el cual se tienen proyectadas las demandas.
Demanda Energía	Demanda total de energía proyectada para cada año.	GWh
Demanda Potencia	Demanda máxima (pico) de potencia proyectada para cada año.	MW

Cuadro 2
DISTRIBUCIÓN DE DEMANDAS A NIVEL MENSUAL

Parámetro	Significado	Unidad
Mes	Mes al cual se aplican los factores de distribución.
Factor de Distribución Energía	Factor de distribución de energía en cada mes respecto a la energía anual.
Factor de Distribución Potencia	Factor de distribución de potencia en cada mes respecto a la potencia máxima del año.

Cuadro 3
CURVA TÍPICA DE DEMANDA HORARIA

Parámetro	Significado	Unidad
Subestación	Nombre de la subestación donde se mide la demanda. En caso de que exista más de un nivel de tensión en la misma subestación, éstos se identificarán con los siguientes números: - 5, para 500 kV - 2, para 230 kV - 1, para 110 kV
Hora	Hora para la cual se tiene la demanda.
P	Demanda de potencia activa.	MW
Q	Demanda de potencia reactiva.	Mvar

Cuadro 4
INFORMACIÓN DE SUBESTACIONES

Parámetro	Significado	Unidad
Año	Año al cual corresponde la información.
Nombre	Nombre que identifica la subestación. Debe corresponder con los utilizados como terminales de las líneas y de ubicación de los transformadores. En caso de que exista más de un nivel de tensión en la misma subestación, éstos se identificarán con los siguientes números: - 5, para 500 kV - 2, para 230 kV - 1, para 110 kV
Tensión Nominal	Tensión de diseño de la subestación.	kV
Demanda (Activa y Reactiva)	Demanda correspondiente al día de máxima demanda y hora de máxima demanda del subsistema de cada empresa (especificar la hora de máxima demanda).	MW, Mvar
Generación (Activa y Reactiva)	Capacidad de generación de potencia activa y reactiva en esta subestación. Los límites mínimos y máximos serán los impuestos por restricciones operativas y de capacidad.	MW, Mvar
Compensación Inductiva	Capacidad de compensación, expresada como el número de bancos por la capacidad de cada banco. En caso de control continuo se escribirá solo la capacidad máxima.	Mvar
Compensación Capacitiva	Capacidad de compensación, expresada como el número de bancos por la capacidad de cada banco. En el caso de control continuo se escribirá solo la capacidad máxima.	Mvar
Tipo	Tipo de subestación: - Intemperie - Encapsulada - Mixta
Configuración	Configuración de la subestación: - BS: Barra sencilla - Bp + T: Barra principal y transferencia - 2B: Doble barra - 2B + T: Doble barra y transferencia - 2B + b: Doble barra y seccionador de bypass - INT 1/2: Interruptor y medio - Anillo: Anillo
Capacidad de Ampliación	Capacidad de ampliación en la subestación, expresada en número de módulos.

Cuadro 5
INFORMACIÓN DE LÍNEAS

Parámetro	Significado	Unidad
Línea	Nombres de las subestaciones terminales que identifican la línea.
Tensión Nominal	Tensión de diseño de la línea.	kV
Circuitos	Número de circuitos.
Longitud	Longitud de la línea.	km
Conductor	Tipo de conductor.
Número de Conductores	Número de conductores por fase.
Resistencia (R)	Resistencia de secuencia positiva, cero y mutua total de la línea, tomando como bases la tensión nominal y 100 MVA.	p.u.
Reactancia (X)	Reactancia inductiva de secuencia positiva, cero y mutua total de la línea, tomando como base la tensión nominal y 100 MVA.	p.u.
Susceptancia (Y/2)	Mitad de la susceptancia capacitiva de secuencia positiva, cero y mutua de la línea, tomando como base la tensión nominal y 100 MVA.	p.u.
Capacidad de Transporte	Capacidad de transporte de la línea. Debe corresponder al menor valor entre el límite térmico, el límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad.	MVA
Indisponibilidad	Indisponibilidad.	p.u.

1 p.u. = 8760 horas/año.

Año en Operación	Año de entrada en operación de la línea.
Año Fuera de Servicio	Año en que sale de operación la línea (usualmente por reconfiguración de la red).

Cuadro 6
PARÁMETROS DE TRANSFORMADORES

Parámetro	Significado	Unidad
Subestación	Nombre de la subestación donde se encuentra ubicado el transformador.
Relación de Transformación	Relación de transformación nominal del transformador, indicando las tensiones nominales de los devanados.
Conexión	Conexión de los tres devanados del transformador, donde: - Y: Estrella - Y_n: Estrella Neutro Aterrizado - D Delta - D_n: Delta Aterrizada
Resistencia de Magnetización	Resistencia de magnetización, tomando como bases la tensión nominal del devanado primario y 100 MVA.	p.u.
Devanados	Descripción de los devanados (Primario, Secundario, Terciario).
Resistencia (R)	Resistencia de secuencia positiva, cero y de puesta a tierra, tomando como bases la tensión nominal del devanado y 100 MVA.	p.u.
Reactancia (X)	Reactancia inductiva de secuencia positiva, cero y de puesta tierra.	p.u.
Capacidad	Capacidad nominal del devanado.	MVA
Cambiador de derivaciones	Tipo de cambiador (vgr: manual o automático, en carga o sin tensión).
Ubicación del cambiador	P: Primario, S: Secundario, T: Terciario
Rango del cambiador	Posición mínima y máxima del cambiador	%
Variación del cambiador	Tamaño del paso	%
Indisponibilidad	Indisponibilidad	p.u.
Año en Operación	Año de entrada en operación del transformador.

Cuadro 7
PARÁMETROS DE LAS UNIDADES DE PLANTAS HIDRÁULICAS (H) Y TÉRMICAS (T),
PARA ESTUDIOS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA

Parámetro	Significado	Unidad
Planta	Nombre de la planta.
Unidad	Identificación de la unidad.
Potencia Nominal	Potencia nominal de la unidad.	MVA
Capacidad Nominal	Capacidad nominal de la unidad.	MW
Capacidad Efectiva	Capacidad efectiva de la unidad.	MW
Inercia (H)	Inercia de la unidad, con base en 100 MVA.	seg.
Reactancia Transitoria (X'd)	Reactancia transitoria de la unidad, con base en 100 MVA.	p.u.
Reactancia Subtransitoria (X"d)	Reactancia subtransitoria de la unidad, con base en 100 MVA.	p.u.
Tensión Nominal	Tensión nominal de la máquina.	kV
Tensión Base	Tensión base tomada para el cálculo de las reactancias y usada para flujos de carga y estabilidad.
Indisponibilidad	Indisponibilidad.	p.u.

1 p.u. = 8760 horas/año.

Año en Operación

Año de entrada en operación de la unidad.

Cuadro 8
PARÁMETROS DEL MODELO DETALLADO DE LAS MÁQUINAS

Parámetro	Significado	Unidad
Planta	Nombre de la planta y número de la unidad.
Capacidad Nominal	Potencia nominal del generador.	MVA
Tensión Base	Tensión tomada como base para el cálculo de los parámetros en p.u.	kV
Inercia (H)	Inercia del Grupo.	seg.
Ra	Resistencia de armadura.	p.u.

Para el cálculo de los parámetros en p.u. se tomará como potencia base 100 MVA.

X2	Reactancia de secuencia negativa.	p.u.
Xo	Reactancia de secuencia cero.	p.u.
Xd	Reactancia sincrónica no saturada de eje directo.	p.u.
X'd	Reactancia transitoria de eje directo.	p.u.
X"d	Reactancia subtransitoria de eje directo.	p.u.
Xq	Reactancia sincrónica no saturada del eje en cuadratura.	p.u.
X'q	Reactancia transitoria del eje en cuadratura.	p.u.
X"q	Reactancia subtransitoria del eje en cuadratura	p.u.
T'dO	Constante de tiempo transitoria de eje directo y circuito abierto	seg.
T"dO	Constante de tiempo subtransitoria de eje directo y circuito abierto.	seg.
T'qO	Constante de tiempo transitoria del eje en cuadratura y circuito abierto.	seg.
T"qO	Constante de tiempo subtransitoria del eje en cuadratura y circuito abierto.	seg.
Xl	Reactancia de dispersión del estator.	p.u.
SAT 1.0	Saturación de la máquina a tensión nominal.
SAT 1.2	Saturación de la máquina al 120% de la tensión nominal.

Cuadro 9
PARÁMETROS DE LOS REGULADORES DE VELOCIDAD
DE PLANTAS HIDRÁULICAS

Parámetro	Significado	Unidad
Planta	Nombre de la planta y número de la unidad.
Tipo	Según este modelo, en todos los casos GH.
Condición	Condición mediante la cual se obtuvo la información, entre las cuales se puede contar: - Conocido: Información suministrada por el fabricante. - Calculado: Mediante cálculos y pruebas a partir de una información base. - Típico: Tomado de la literatura técnica.
Pmax	Potencia máxima de salida de la turbina.	MW
R	Estatismo de estado estable.	p.u.
Tg	Tiempo de respuesta del gobernador	seg.
Tp	Constante de tiempo de la válvula piloto.	seg.
Td	Constante de tiempo del amortiguador	seg.
Tw/2	Mitad de la constante de tiempo de arranque del agua en la conducción	seg.
Vel. close	Velocidad máxima de cierre de la compuerta.	p.u.

p.u.-compuerta/seg.

Vel. open

Velocidad máxima de apertura de la compuerta.

p.u.

ídem

Estatismo temporal

p.u.

Cuadro 10
PARÁMETROS DE LOS REGULADORES DE VELOCIDAD
DE PLANTAS TÉRMICAS

Parámetro	Significado	Unidad
Planta	Nombre de la planta y número de la unidad.
Tipo	Según este modelo, en todos los casos GG.
Condición	Igual a la descripción del Cuadro 9
Pmax	Potencia máxima de salida de la turbina.	MW
R	Estatismo en estado estable.	p.u.
T1	Tiempo de control.	seg.
T2	Tiene un valor de cero para unidades de vapor.	seg.
T3	Constante de tiempo del servomotor.	seg.
T4	Constante de tiempo de la válvula de vapor.	seg.
T5	Constante de tiempo del recalentador del vapor	seg.
F	Relación entre la capacidad antes del recalentador y la capacidad total de la turbina.

Cuadro 11
PARÁMETROS REGULADORES DE TENSIÓN

Parámetro	Significado	Unidad
Planta	Nombre de la planta y número de la unidad.
Tipo	Según este modelo, en todos los casos EA.
Condición	Igual a la descripción del Cuadro 9
Tr	Constante de tiempo del filtro de entrada al regulador	seg.
Ka	Ganancia del regulador.
Ta y Ta1	Constante de tiempo del amplificador del regulador.	seg.
Vrm	Multiplicador de Vmax para determinar Vmin.
Ke	Constante de la excitatriz relacionada con el campo autoexcitado.
Te	Constante de tiempo de la excitatriz	seg.
Se 75max	Saturación de la excitatriz al 75% del voltaje nominal de campo.
Se max	Saturación de la excitatriz al 100% del voltaje de campo.
Efd max	Máximo voltaje de campo.	p.u.
Kf	Ganancia del circuito estabilizador del regulador.
Tf	Constante de tiempo del circuito estabilizador.	seg.

Cuadro 12
COSTOS ÍNDICES DE LÍNEAS Y SUBESTACIONES

Parámetro	Significado	Unidad
Equipo	Descripción del equipo del cual se solicita su costo.
Costo	Costo del equipo en miles de dólares constantes. Este costo deberá incluir los costos de transporte, infraestructura, montaje, impuestos, ingeniería, administración e imprevistos. Este costo deberá estar referido a un año determinado.

Nota: Los costos deben corresponder a costos promedio.

Cuadro 13
COSTOS ÍNDICES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Parámetro	Significado	Unidad
Equipo	Descripción del equipo del cual se solicita el costo de su operación y mantenimiento.
Costo	Costo de la operación y el mantenimiento del equipo en un año, expresados en miles de dólares constantes. Este costo deberá estar referido a un año determinado.

Nota: En caso de que no se disponga de estos costos en forma discriminada se podrá tomar el costo equivalente global de la transmisión por kilómetro, dependiendo del nivel de tensión.

APÉNDICE II

INFORMACIÓN DETALLADA DE PLANEAMIENTO

1. INTRODUCCIÓN

En este apéndice se presenta la información detallada de planeamiento, necesaria para definir los nuevos esquemas del sistema de transmisión y los aspectos a considerar en el diseño.

El Transportador podrá solicitar información complementaria -cuando lo considere necesario- para la realización de estudios de planeamiento detallado.

2. CRITERIOS PARA PREPARAR LA INFORMACIÓN

Las modificaciones del sistema deben cumplir con los criterios de confiabilidad.

La información debe incluir, además del sistema existente, la conexión propuesta y las previsiones futuras.

Cada Usuario deberá considerar el efecto en la conexión de un tercero integrado a un sistema, ya sea existente o proyectado.

3. INFORMACIÓN REQUERIDA

3.1. Esquema del Sistema del Usuario

Cada Usuario deberá presentar un diagrama unifilar mostrando la disposición existente y la propuesta, incluyendo la conexión a la red.

3.2. Esquema de conexión

Para el punto de conexión a la red se debe presentar un diagrama unifilar con la siguiente información:

a. Configuración de barras
b. Campos de conexión: transformación, líneas aéreas, cables, compensación reactiva, etc.
c. Equipos de maniobra
d. Equipos de medición
e. Pararrayos
f. Tensiones de operación
g. Corrientes nominales de barras y equipos
h. Previsiones futuras y su posible aplicación
i. Cargas especiales

3.3. Características del punto de conexión del Usuario

Las características que deben incluir son:

a. Nombre del nodo
b. Localización geográfica
c. Altura sobre el nivel del mar
d. Puesta a tierra del sistema
e. Tensión máxima de operación (kV)
f. Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo (kV pico)
g. Tensión asignada soportada a frecuencia industrial (kV)
h. Tensión asignada soportada a maniobra (kV)
i. Corriente de cortocircuito prevista (kA)
j. Máxima duración admisible de cortocircuito (s)
k. Tiempo normal de aclaración de una falla por protección principal (ms)
l. Tiempo de aclaración de una falla por protección de respaldo (ms)
m. Impedancia equivalente del sistema del Usuario en el punto de conexión. Debe incluir:

Resistencia de secuencia positiva

Resistencia de secuencia cero

Reactancia de secuencia positiva

Reactancia de secuencia cero

Susceptancia de secuencia positiva

Susceptancia de secuencia cero

Nota: Cuando no haya un punto de división natural o el Transportador considere la impedancia muy baja para el sistema, podrá solicitar al Usuario el envío de características más detalladas.

3.4. Datos del sistema de alta tensión del Usuario

Cada Usuario con sistemas existentes o proyectados a 110 kV o mayor, adyacentes a un punto de conexión, debe presentar la siguiente información:

3.4.1. Líneas de transmisión

Se requieren los siguientes parámetros (para todos los circuitos):

Tensión nominal (kV)
Circuitos (sencillo o doble)
Longitud
Tensión máxima de operación (kV)
Resistencia de secuencia positiva
Reactancia de secuencia positiva
Susceptancia de secuencia positiva
Resistencia de secuencia cero
Reactancia de secuencia cero
Susceptancia de secuencia cero

3.4.2. Transformadores de interconexión

Entre la tensión de la red de interconexión y la tensión del sistema del Usuario.

Capacidad nominal (MVA)

- Devanado alta tensión

- Devanado baja tensión

- Devanado terciario

Tensión asignada, lado de alta tensión (kV)
Tensión asignada, lado de baja tensión (kV)
Tensión asignada, lado de media tensión -terciario- (kV)
Grupo de conexión
Tipo de refrigeración
Impedancia referida a 75C, a potencia y tensión nominal

- Reactancia de secuencia positiva

. Derivación máxima

. Derivación nominal

. Derivación mínima

- Resistencia de secuencia positiva

. Derivación máxima

. Derivación nominal

. Derivación mínima

- Reactancia de secuencia cero

Cambiador de derivaciones

- Tipo: manual o automático, en carga o sin tensión

- Rango del cambiador de derivaciones

- Valor de variación de cada paso

3.4.3. Equipo de compensación reactiva

Para todo tipo de compensación reactiva conectado al sistema del Usuario en tensiones iguales o superiores a 110 kV se debe presentar:

Tipo

- Capacitivo-inductivo

- Fijo-variable

Capacitancia a tensión nominal
Inductancia
Característica de excitación de reactores
Rangos de operación en Mvar
Detalles de la lógica de control
Punto y forma de conexión al sistema del Usuario (localización eléctrica, tensión, estrella aterrizada, estrella flotante o delta).
Características del filtro de armónicos, donde sea aplicable

3.4.4. Datos de protección de los Usuarios y arreglos de puesta a tierra

El Transportador requiere información sobre equipo de protección que pueda disparar, transferir disparo o cerrar algún interruptor de un punto de conexión o algún interruptor del Transportador. Se requiere:

Descripción total del esquema del protección, incluyendo ajustes estimados para todos los relés y sistemas de protección instalados o a ser instalados en el sistema del Usuario.
Una descripción de los recierres incluyendo tipo y tiempos.
Una descripción total, incluyendo ajustes estimados, de todos los relés y sistemas de protección instalados o a ser instalados en: generadores, transformadores de generadores, transformadores de subestación y las conexiones asociadas.
Para unidades generadoras con interruptor de máquina, tiempos de despeje de fallas en la zona del generador.
El tiempo de despeje de fallas más probable para fallas en el sistema del Usuario directamente conectado al Sistema de Transmisión Nacional -STN-.
Detalles de la forma de conexión permanente a tierra del sistema incluyendo valores de impedancia.

3.4.5. Datos para calcular sobretensiones transitorias

Para la coordinación de aislamiento el Transportador necesita calcular sobretensiones transitorias. Cuando el Transportador lo requiera, el Usuario deberá enviar los datos listados a continuación relativos al sitio de conexión ya sea existente o proyectado:

Disposición de barras, incluyendo dimensiones y geometría, además de parámetros eléctricos de los equipos asociados como: transformadores de corriente, transformadores de tensión, pasatapas y aisladores soporte.
Parámetros físicos y eléctricos de líneas, cables, transformadores, reactores y equipo de compensación en paralelo conectado a la barra o por líneas y cables a la barra. Esta información se requiere para calcular la impedancia de onda.
Especificación detallada de todos los aparatos conectados directamente o por líneas y cables a la barra, incluyendo niveles de aislamiento.
Características de protección de sobretensión en los barrajes, en los terminales de línea y cables, y en equipos conectados a las barras.
Niveles de falla y aportes de las unidades generadoras y las subestaciones de potencia adyacentes conectadas a través de líneas o equipos a las barras.
Datos de transformadores de unidades generadoras y subestaciones de potencia:

- Núcleos de tres (3) o cinco (5) columnas, o unidades monofásicas

- Densidad de flujo pico de operación a tensión nominal

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

Se entiende que este apéndice no incluye datos de nuevos tipos de configuración y arreglos operacionales de subestaciones de potencia que surjan en el futuro, por lo cual el Transportador podrá solicitar datos adicionales para poder representar correctamente el comportamiento de tales plantas y equipos en el sistema en caso de que los datos de este anexo sean insuficientes para la ejecución de los estudios.

JORGE EDUARDO COCK LONDOÑO EVAMARIA URIBE TOBON
Presidente Director Ejecutivo

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Ultima actualización: 09/09/2011 09:50:54 a.m.