CNO - Acuerdo 2081 de 2025

Informes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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Revisión Fecha Descripción 0 2025-12-17 Se dio concepto favorable al mandato regulatorio del artículo 32 de la Resolución CREG 101 094 de 2025Informes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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A continuación se presenta el contenido de los Informes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional -SIN, las restricciones y demás consideraciones sobre el espacio físico disponible en las diferentes subestaciones.

1. Resumen Ejecutivo

Este aparte del documento presenta de manera resumida, el informe de oportunidades de conexión de los transportadores para sus subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel tensión 3 , constituyéndose en una señal de referencia para futuros proyectos de conexión. Los valores de Oportunidad de Conexión de Generación-OCG plasmados son indicativos, por lo que todo usuario que desee conectarse a alguna subestación específica deberá cumplir con los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión, conforme a lo establecido en la

Generación-OCG plasmados son indicativos, por lo que todo usuario que desee conectarse a alguna subestación específica deberá cumplir con los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión, conforme a lo establecido en la reglamentación actual, específicamente las Resoluciones CREG 025 de 1995, 070 de 1998, 075 de 2021 y 101 094 de 2025, entre otras.

Todos los análisis se basan en un modelo completo del SIN , que consider a los equipos actualmente en operación, tanto del STN como de los STR y SDL hasta el nivel de tensión 3; asimismo, los proyectos definidos en los Planes de Expansión de Referencia en Generación y Transmisió n, la generación con concepto positivo por parte de la UPME y los Operadores de Red, incluyendo las aprobaciones en el marco de la Resolución CREG 174 de 2021, los Planes de Inversión aprobados a los Operadores de Red, la información de la Ventanilla Única y la proyección de demanda de la Unidad. Todos estos supuestos se presentan detalladamente en el capítulo 4 de este informe.

La estimación de la oportunidad de conexión de generación se realiza a partir de simulaciones, tanto para condición normal de operación como para contingencias sencillas en líneas y transformadores a nivel de l STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 (según aplique) , y se realiza de manera independiente en cada subestación, de modo que los valores encontrados no son necesariamente concurrentes. Los análisis se realizan en escenarios operativos críticos: para conexión de generación se contemplan altos despachos, de manera que si existe alguna restricción, la medida operativa para controlarla se rá la limitación de la generación

concurrentes. Los análisis se realizan en escenarios operativos críticos: para conexión de generación se contemplan altos despachos, de manera que si existe alguna restricción, la medida operativa para controlarla se rá la limitación de la generación (“techamiento”). Cabe resaltar que no se tiene en cuenta la probabilidad de ocurrencia ni el número de escenarios donde se evidencian las restricciones.

La evaluación de la OCG de las subáreas operativas a las que están asociadas las subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 objeto de análisis, se realiza asegurando el cumplimiento de sus límites de importación y exportación , y el despacho de las unidades mínimas equivalentes, definidas en función de su demanda.Informes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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Los estudios de OCG se realizan para un horizonte de 10 años, analizando detalladamente etapas intermedias, es decir: año i, año i+2, año i+4, año i+6, año i+8 y año i+10, lo anterior para cada una de las subestaciones y en los tres escenarios de demanda, máxima, media y mínima, e identificando claramente las restricciones de red que limitan la conexión de generación.

La Tabla 1 consolida la OCG calculada para cada una de las subestaciones del STN , STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 , a partir de los análisis de estado estacionario,

red que limitan la conexión de generación.

La Tabla 1 consolida la OCG calculada para cada una de las subestaciones del STN , STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 , a partir de los análisis de estado estacionario, considerando las limitaciones por capacidad de cortocircuito, métricas de fortaleza eléctrica de la red, y limitaciones de espacio físico en el área de la subestación o de acceso a ella.

Subestación Voltaje [kV] Año i Año i+2 Año i+4 Año i+6 Año i+8 Año i+10 Sub A Sub B Tabla 1. Oportunidades de conexión de generación en subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 en MW.

Como se mencionó previamente, adicional a los resultados de l flujo de carga, este estudio se complementa con el cálculo de los niveles máximos de cortocircuito en cada una de las subestaciones del STN , STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 , identificando las que están alcanzando o superando su capacidad de diseño según la Norma IEC 60909 de 2016 y bajo los mismos procedimientos y supuestos empleados por la UPME. En este sentido, la Tabla 2 presenta la evolución del nivel de cortocircuito para un horizonte de 10 años.

Subestación Voltaje [kV] Capacidad de Cortocircuito de la subestación [kA] Año i

Año i+2 Año i+4 Año i+6 Año i+8 Año i+10

1F 3F 1F 3F 1F 3F 1F 3F 1F 3F 1F 3F

Sub A Sub B

Año i+2 Año i+4 Año i+6 Año i+8 Año i+10

1F 3F 1F 3F 1F 3F 1F 3F 1F 3F 1F 3F

Sub A Sub B Tabla 2. Nivel de Cortocircuito en kA para las subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3, considerando fallas monofásicas y trifásicas.

En la Tabla 3 se presenta para un horizonte de 10 años la métrica SCR IF, indicador que mide la fortaleza de red en los nodos donde conectarán recursos de generación basados en inversores; estos valores no son fijos, ya que representan una condición particular de red para una topología y recursos en línea con aporte de cortocircuito.

Para el cálculo de la métrica SCRIF en las subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 , se reporta el menor valor considerando red completa yInformes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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contingencias N-1. Es importante mencionar que para valores de SCRIF menores a 2 se pueden presentar problemas de estabilidad en el Sistema.

Subestación Voltaje [kV] Año i Año i+2 Año i+4 Año i+6 Año i+8 Año i+10 Sub A Sub B Tabla 3. Resultado de la métrica SCRIF.

El detalle del cálculo se encuentra en el capítulo 6 de este documento.

Sub A Sub B Tabla 3. Resultado de la métrica SCRIF.

El detalle del cálculo se encuentra en el capítulo 6 de este documento.

Finalmente, en la Tabla 4 se presenta n las limitaciones de espacio físico en subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3, ello para el año inicial i.

Subestación Voltaje [kV] Año i Observaciones por limitaciones de espacio físico Sub A Sub B Tabla 4. Limitaciones de espacio físico para subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3.

Se reitera que las oportunidades de conexión mostradas en Tabla 1 tienen en cuenta las restricciones por capacidad de cortocircuito, métricas de fortaleza eléctrica de la red, y limitaciones de espacio físico en el área de la subestación o de acceso a ella; además, contemplan escenarios operativos críticos para cada subárea. No obstante, pueden existir otras condiciones extremas que modifi quen los valores presentados en este informe, motivo por el cual las OCG deben ser analizadas en los estudios de conexión y/o mecanismos que para tal fin establezca la CREG.

Con relación a las oportunidades para conectarse a las subestaciones del SDL en niveles de tensión 1 y 2, los aplicativos web establecidos en el marco de la Resolución CREG 174 de 2021 , y que fueron consultados , calculan la capacidad disponible para conectar Generación Distribuida y Autogeneradores a Pequeña y Gran Escala. En este sentido, y considerando la dinámica de los Sistemas de Distribución, donde se hacen recurrentemente movimientos de carga y modificacio nes topológicas, no se considera necesario definir lineamientos en este nivel de tensión para la definición

este sentido, y considerando la dinámica de los Sistemas de Distribución, donde se hacen recurrentemente movimientos de carga y modificacio nes topológicas, no se considera necesario definir lineamientos en este nivel de tensión para la definición de las OCG.

2. Antecedentes

La CREG estableció en su Resolución 025 de 1995 que cada Transmisor Nacional debe preparar y remitir a la UPME un informe detallado en el cual se evalúen las oportunidades disponibles para conectar y usar el STN, identificando aquellas zonas del sistema con mayor factibilid ad técnica para nuevas conexiones y el transporte de cantidades adicionales de potencia.Informes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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Adicionalmente, los Artículos 4 y 32 de la Resolución CREG 101 094, “ Por la cual se establecen medidas transitorias para la asignación de capacidad de transporte de proyectos con obligaciones con el sistema o con trámites ambientales cumplidos y otras disposiciones”, establecen:

“(…) Artículo 4. Definiciones. Para la aplicación de lo dispuesto en la presente resolución se deberá tener en cuenta las siguientes definiciones, además de las establecidas en la regulación vigente (…)”.

“(…) Transportador: Persona jurídica prestadora de las actividades de transmisión o distribución de energía eléctrica. (…)”.

“(…) Artículo 32. Información de capacidad disponible. Dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a que finalice cada proceso de asignación de

transmisión o distribución de energía eléctrica. (…)”.

“(…) Artículo 32. Información de capacidad disponible. Dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a que finalice cada proceso de asignación de capacidad de transporte, a través de la Ventanilla Única o el sitio web del OR, según corresponda, el responsable de la asignación publicará la información actualizada de la capacidad de transporte que se encuentre disponible en el sistema y de la capacidad de cortocircuito, ambos datos por subestación y nivel de tensión. En caso de considerarlo necesario, la UPME podrá definir información adicional que debe ser publicada.

Dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en vigor de la presente resolución los Transportadores del SIN deberán publicar en su sitio web, para acceso público, un informe de oportunidades para conectarse al sistema, las restricciones y demás consideraciones sobre el espacio físico disponible en las diferentes subestaciones. El contenido de este informe deberá ser definido mediante acuerdo del CNO en un plazo de diez (10) días hábiles siguientes a la entrada en vigor de la presente reso lución. Cada Transportador deberá actualizar el informe trimestralmente y, además, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a que se finalice un proceso de asignación de capacidad de transporte.

Para efectos de vigilancia y control de esta disposición en el informe se deberá indicar la última fecha de actualización de la información publicada. (…)”.

Acorde a lo anterior, cada transportador debe realizar un informe de oportunidades de conexión para las subestaciones de su propiedad, el cual puede ser consultado como una señal de referencia para futuros proyectos de conexión al STN, STR y SDL

(…)”.

Acorde a lo anterior, cada transportador debe realizar un informe de oportunidades de conexión para las subestaciones de su propiedad, el cual puede ser consultado como una señal de referencia para futuros proyectos de conexión al STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 . No obstante, los valores de OCG plasmados en este informe son indicativos, por lo que todo usuario que desee incorporarse a alguna subestación específica, deberá cumplir con los procedimientos generales para laInformes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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asignación de puntos de conexión, conforme a lo establecido en la s Resoluciones CREG 025 de 1995, 070 de 1998, 075-2021, 101 094 de 2025, entre otras.

3. Objeto

Realizar el Estudio de Oportunidades de Conexión para nueva generación, en las subestaciones del STN , STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 de propiedad de los transportadores, para un horizonte de 10 años.

4. Información Utilizada

4.1 Modelo del sistema de transmisión, subtransmisión, distribución y generación existente

Para los análisis eléctricos se utiliza un modelo completo1 del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3, que considera todos los equipos actualmente en operación y con la demanda reflejada en las subestaciones con menor nivel de tensión.

Para el STN y STR se tendrá en cuenta el modelo utilizado y publicado por el CND

nivel de tensión 3, que considera todos los equipos actualmente en operación y con la demanda reflejada en las subestaciones con menor nivel de tensión.

Para el STN y STR se tendrá en cuenta el modelo utilizado y publicado por el CND para sus análisis operativos de mediano y largo plazo; para el caso del SDL y hasta el nivel de tensión 3, se considerará la información de la Ventanilla Única.

Los proyectos de expansión para el STN y STR deben ser los mismos que contempla el CND en su s Informes de Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo PlazoIPOELP2. En el caso del SDL y hasta el nivel de tensión 3, se consideran los Planes de Inversión aprobados a los Operadores de Red.

4.2 Expansión en transmisión, subtransmisión, distribución y generación

Se considera la expansión del Sistema definida por la UPME en su s Planes de Expansión de Referencia en Generación y Transmisión, la generación con concepto positivo por parte de la UPME y los Operadores de Red, incluyendo las aprobaciones en el marco de la Resolución CREG 174 de 2021, y los Planes de Inversión aprobados a los Operadores de Red. Los proyectos más relevantes en generación, transmisión, subtransmisión y distribución, considerados en estos análisis , deberán ser plasmados en los Informes de Oportunidades para conectarse al SIN en dos (2) Tablas independientes (Tabla 5 y Tabla 6).

1 El modelo eléctrico del CND está asociado a una base de datos. Se recomienda a los transportadores un manejo cuidadoso de la misma respecto a su uso exclusivo para el cálculo de las OCG, y no compartirla con promotores o terceros no autorizados.

cuidadoso de la misma respecto a su uso exclusivo para el cálculo de las OCG, y no compartirla con promotores o terceros no autorizados.

2 El modelo eléctrico del CND de mediano y largo plazo sólo considera los proyectos de expansión que, de acuerdo con los procedimientos establecidos, se encuentran aprobados para su ejecución, o hayan sido asignados mediante convocatoria pública.Informes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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Año Subárea Operativa Nombre Proyecto de Transmisión/Subtransmisión/Distribución 2026 2026 2027 … … … 2036 Tabla 5. Expansión en transmisión, subtransmisión y distribución para un horizonte de 10 años.

Año Subárea Operativa Tecnología (eólica/solar fotovoltaica/térmica/ Hidroeléctrica) Nombre Proyecto de Generación Capacidad [MW] Punto de conexión reflejado en el modelo eléctrico completo (STN, STR y SDL hasta nivel de tensión 3). 2026 2026 2027 … … … … … … 2036 Tabla 6. Expansión en generación para un horizonte de 10 años.

La expansión en generación, transmisión, subtransmisión y distribución debe ser la que oficialmente esté aprobada a la fecha de realización de este estudio. Cualquier

Tabla 6. Expansión en generación para un horizonte de 10 años.

La expansión en generación, transmisión, subtransmisión y distribución debe ser la que oficialmente esté aprobada a la fecha de realización de este estudio. Cualquier aprobación o desistimiento de proyectos de generación , nueva definición, o atraso en la expansión de redes, pueden modificar las OCG calculadas en este informe.

4.3 Proyección de demanda

Se emplean los factores de distribución de demanda de potencia por barra y por área del CND, y los calculados a partir de la información suministrados por los Operadores de Red a la Ventanilla Única. Para la proyección se conservan dichos factores y se incrementa la demanda total, sin considerar las cargas especiales (ver Tabla 7).

Año Demanda de Potencia Escenario Medio [MW] 2026 2027 … … 2036 Tabla 7. Demanda de potencia máxima [MW] sin considerar cargas especiales.

Para las cargas especiales se considera el mismo valor en cada escenario de demanda (máxima, media y mínima,) y no se con templa crecimiento a lo largo del horizonte de 10 años. Es importante mencionar que se tienen en cuenta los valores indicados por la UPME, exceptuando las cargas que no están en l os modelos eléctricos del CND y los Operadores de Red ( Ventanilla Única); adicionalmente, se consideran otras cargas especiales que no son tenidas en cuenta por la Unidad, pero que sí están en l os modelos eléctricos publicados por el CND y los Operadores de Red (Ventanilla Única). Ver Tabla 8.Informes de Oportunidades para conectarse al

consideran otras cargas especiales que no son tenidas en cuenta por la Unidad, pero que sí están en l os modelos eléctricos publicados por el CND y los Operadores de Red (Ventanilla Única). Ver Tabla 8.Informes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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Nombre de la Carga según la UPME Nombre de la carga en el modelo eléctrico completo (STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3) Valor para el horizonte de 10 años [MW] Xxxx Load yyy1 Zzzz Load www2 … … … Carga que no está en la proyección de la UPME Load ppp3 Tabla 8. Valores considerados para cargas especiales (MW) horizonte de 10 años.

4.4 Otros supuestos sobre los parámetros y topología

En este aparte del documento se deben referenciar todas las consideraciones topológicas, operativas o de otra índole, que fueron tenidas en cuenta en las simulaciones eléctricas; por ejemplo, enlaces normalmente abiertos o cerrados, consignas operativas, traslados de carga, capacidad de sobrecarga de nuevas líneas y transformadores, reconfiguración de subestaciones, entre otros.

5. Criterios técnicos

Se tienen en cuenta todos los criterios eléctricos definidos en el Código de Redes, en especial los Códigos de Planeamiento y Distribución . No se consideran factores

5. Criterios técnicos

Se tienen en cuenta todos los criterios eléctricos definidos en el Código de Redes, en especial los Códigos de Planeamiento y Distribución . No se consideran factores ambientales, económicos, ni de ninguna otra naturaleza, que también son importantes para definir la factibilidad de una conexión al STN , STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 , y que deberán ser analizados con mayor profundidad en los respectivos estudios de conexión y/o mecanismos que para tal fin establezca la CREG.

Adicionalmente, se tienen en cuenta las señales operativas y necesidades de expansión publicadas por el CND en sus informes de planeamiento operativo eléctrico, respecto a las métricas de fortaleza eléctrica de red.

En general, se verifica el cumplimiento de los requerimientos de calidad, seguridad y confiabilidad para la operación y planeación, que a continuación se resumen:

• La tensión en las barras a nivel de 500, 220 , 115, 110, 66, 57.5, 44 y 34.5 kV no debe ser inferior al 90% del valor nominal.

• La tensión en las barras a nivel de 220 , 115, 110, 66, 57.5, 44 y 34.5 kV no debe ser superior al 110 %, o al 105 % en barras de 500 kV. • No se permiten sobrecargas en condiciones normales de operación.Informes de Oportunidades para conectarse al

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• En las subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 donde se analice la OCG, la desconexión de demanda mediante el Esquema de Deslastre Automático de Carga por Baja Frecuencia-EDAC debe garantizar la recuperación de la frecuencia en caso de su activación.

• No se permiten sobrecargas por encima de la capacidad de emergencia declarada por cada propietario, en condiciones de contingencia sencilla en líneas o transformadores del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 (según aplique).

• No se permiten violaciones en los límites de absorción o inyección de potencia reactiva de los generadores y de las compensaciones dinámicas, tanto en condiciones normales de operación y ante contingencia sencilla.

• Si el nivel de cortocircuito supera la capacidad de interrupción de una subestación del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 según la Norma IEC 60909 del 2016 y bajo los mismos procedimientos y supuestos empleados por la UPME, la oportunidad para conectar nueva generación será 0 (cero) MW.

• Si se presentan limitaciones de espacio físico en el área de la subestación o su acceso, ello para el año inicial de estudio, la oportunidad para conectar nueva generación será 0 (cero) MW.

• Si el valor de la métrica SCRIF en la subestación objeto de estudio, ya sea del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3, es inferior a 2, la oportunidad para conectar nueva generación será 0 (cero) MW.

• Si el valor de la métrica SCRIF en la subestación objeto de estudio, ya sea del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3, es inferior a 2, la oportunidad para conectar nueva generación será 0 (cero) MW.

Se recomienda validar para el cálculo de las OCG en subestaciones del SDL hasta el nivel de tensión 3, que la demanda neta (demanda – generación) de un alimentador asociado al EDAC permita cumplir con los porcentajes de desconexión definidos en la reglamentación vigente.

6. Metodología

Se realizan análisis de estado estacionario para estimar la oportunidad de conexión de generación en las subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3, complementando dicha información con: i) cálculo de los niveles máximos de cortocircuito para identificar las subestaciones que puedan estar alcanzando o sobrepasando su capacidad de diseño; ii) cálculo de la métrica SCRIF, reportando el menor valor considerando red completa y contingencias N -1; y iii) análisis de limitaciones de espacio físico.

6.1 Análisis de Estado EstacionarioInformes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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La oportunidad de conexión de generación -OCG se calcula mediante simulaciones de estado estacionario en condiciones normales de operación y ante contingencias sencillas en líneas o transformadores del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 (según aplique).

La oportunidad de conexión de generación -OCG se calcula mediante simulaciones de estado estacionario en condiciones normales de operación y ante contingencias sencillas en líneas o transformadores del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 (según aplique).

Para cada subárea se evalúa la condición más exigente para conectar más generación, sin tener en cuenta la probabilidad de ocurrencia de los escenarios. Sin embargo, se asegura en todo caso el cumplimiento de los límites de importación y exportación de cada área, y las unidades mínimas equivalentes definidas en función de su demanda.

Se deben presentar la OCG para un horizonte de 10 años en etapas intermedias, espaciadas cada dos años , analizando los periodos de demanda máxima, media y mínima, y escenarios críticos de generación, identificando de esta manera restricciones en la red que limiten la conexión de más p otencia en cada una de las subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 . Cabe resaltar que la generación solar fotovoltaica sólo se tiene en cuenta para los periodos de demanda media.

La oportunidad de conexión de generación en cada subestación se calcula de manera independiente, incluso en barras de una misma subárea operativa, de modo que los valores encontrados no son necesariamente concurrentes. Es de esperar entonces que, la instalación de nueva generación en una barra altere la oportunidad de conexión encontrada para otras subestaciones cercanas. Se resalta que el valor encontrado es referencial y no pretende suplir el alcance de un estudio de conexión o mecanismo que para tal fin defina la CREG.

Para cada subestación se hace una descripción de las restricciones que limitan la

encontrado es referencial y no pretende suplir el alcance de un estudio de conexión o mecanismo que para tal fin defina la CREG.

Para cada subestación se hace una descripción de las restricciones que limitan la conexión de generación; en esencia, todos los escenarios evaluados están ajustados a condiciones extremas (máximo despacho) , de manera que , si existe alguna restricción, la medida operativa para controlarla sería limitar la producción (“techar” generación). Cabe resaltar que los valores de OCG calculados corresponden a una condición específica, por lo que, pueden existir otros escenarios extremos, los cuales en caso de considerarse, pueden variar los valores presentados en este informe.

Los dispositivos DFACTS se consideran operativos.

6.2 Análisis de Cortocircuito

Este estudio se realiza para fallas trifásicas y monofásicas en un horizonte de 10 años, en etapas intermedias espaciadas cada dos años; se considera toda la red existente y los proyectos de expansión listados en el capítulo 4. Se debe reportar la corrienteInformes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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simétrica inicial de cortocircuito (IK"), la cual es el valor RMS de la componente simétrica de dicha corriente.

Se considera conectado todo el parque de generación del SIN, una tensión pre falla de 1.1 en p.u, y se realiza el cálculo a través de la norma IEC 60909 del 2016, y bajo los

simétrica de dicha corriente.

Se considera conectado todo el parque de generación del SIN, una tensión pre falla de 1.1 en p.u, y se realiza el cálculo a través de la norma IEC 60909 del 2016, y bajo los mismos procedimientos y supuestos empleados por la UPME, teniendo en cuenta a las plantas eólicas y solares fotovoltaicas como fuentes de corriente, con un aporte al cortocircuito igual a 1.2 veces la corriente nominal y con independencia del punto de falla.

Finalmente, se compara la corriente de cortocircuito y la capacidad máxima de interrupción de las subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3.

6.3 Cálculo de la métrica SCRIF

Se calcula esta métrica para un horizonte de 10 años , en etapas intermedias espaciadas cada dos años; este indicador mide la fortaleza de red en los nodos donde se conectarán recursos de generación basados en inversores; dichos valores no son fijos, ya que representan una condición particular de red para una topología y recursos en línea con aporte de cortocircuito.

Para el cálculo de la métrica SCRIF en las subestaciones del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 , se reporta el menor valor considerando red completa y contingencias N-1. Es importante mencionar que para valores de SCRIF menores a 2 se pueden presentar problemas de estabilidad en el Sistema.

El cálculo para esta métrica se presenta a continuación:

𝑆𝐶𝑅𝐼𝐹𝑖 = 𝑆𝐶𝑀𝑉𝐴𝑖

se pueden presentar problemas de estabilidad en el Sistema.

El cálculo para esta métrica se presenta a continuación:

𝑆𝐶𝑅𝐼𝐹𝑖 = 𝑆𝐶𝑀𝑉𝐴𝑖 𝑃𝑖 + ∑ (𝐼𝐹𝑗𝑖𝑃𝑗)𝑗

Donde:

• 𝑆𝐶𝑀𝑉𝐴𝑖: Potencia de cortocircuito en el nodo i.

• 𝑃𝑖: Potencia nominal de la Generación Basada en Inversores (IBR) que se conecta al nodo i.

• 𝑃𝑗: Potencia activa de la planta IBR en la barra j asociada al factor de interacción

𝐼𝐹𝑗𝑖.

• 𝐼𝐹𝑗𝑖: Es el cambio en el voltaje del bus i (∆𝑉𝑖) por un cambio en el voltaje del bus j (∆𝑉𝑗), es decir, (

∆𝑉𝑖 ∆𝑉𝑗 ).Informes de Oportunidades para conectarse al Sistema Interconectado Nacional-SIN SAPECD - CT

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En contraste con los análisis de cortocircuito, el cálculo de la variable 𝑆𝐶𝑀𝑉𝐴𝑖 considera un escenario de generación mínima, respetando los requerimientos de número de unidades equivalentes por área y subárea operativa, al igual que sus

considera un escenario de generación mínima, respetando los requerimientos de número de unidades equivalentes por área y subárea operativa, al igual que sus límites de importación y exportación.

Para mayor detalle sugerimos consultar el siguiente enlace del CND, donde se presenta detalladamente y con un ejemplo explicativo, la metodología para establecer la métrica SCRIF (Anexo metodológico IPOEMP).

https://www.xm.com.co/planeaci%C3%B3n/planeaci%