CREG - Anexo 3 Lineamientos estudios Conexion AGGE 101 053 de 2024

LINEAMIENTOS Y CONTENIDO ESTUDIO DE CONEXIÓN SIMPLIFICADO EN EL MARCO DE LA Comité de Distribución RESOLUCIÓN CREG 101 034 DE 2024

Revisión Fecha Descripción 0 2022-02-18 Presentación Primer borrador. 1 2022-03-14 Recomendación de aprobación del documento. 2 2022-04-05 Ajustes en el alcance según comunicación de la CREG S 2022 - 001006 del 23 de marzo de 2022. 3 2024-02-12 Cambios flexibilizando los requisitos considerando los lineamientos de la Resolución CREG 101 034 de 2024.

1. Objetivo Indicar las especificaciones de cada uno de los análisis eléctricos que se requieren para estudiar la solicitud de conexión al SDL de: • Sistemas de Autogeneración a Gran Escala (AGGE) con potencia máxima declarada menor a 5 MW y entrega de excedentes.

2. Ámbito de aplicación de las solicitudes de conexión nuevas y modificación de conexiones existentes • Autogeneración a Gran Escala (AGGE) con potencia máxima declarada menor a 5 MW y entrega de excedentes de energía a la red.

3. Referencias (Leyes, resoluciones y normas técnicas nacionales): i) Código de Conexión (Resolución CREG 025 de 1995); ii) Resolución CREG 070 de 1998

(Reglamento de Distribución); iii) Resolución CREG 024 (Normas de calidad de la potencia eléctrica, aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica); iv) Resolución CREG 016 de 2007 (Modificación a normas de calidad de la potencia); v) Resolución CREG 005 de

2010 (Requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de cogeneración); vi) Resolución 90708 de agosto 30 de 2013 (Anexo General RETIE. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas); vii) Resolución CREG 038 de 2014 (Código de Medida); viii) Ley 1715 del 13 de mayo de 2014, que promueve el desarrollo de las Fuentes de Energía Renovables No Convencionales; ix) Decreto MME 2469 del 02 de diciembre de 2014 (Lineamientos de política energética en materia de entrega de excedentes de autogeneración); x) Resolución UPME 281 de 2015, por la cual se define el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala; xi) Resolución CREG 024 de 2015 (Regula la actividad de autogeneración a gran escala); xii) NTC 1340 (Electrotecnia. Tensiones y Frecuencias Nominales En Sistemas De Energía Eléctrica En Redes De Servicio Público); xiii) NTC 5000 (Calidad De La Potencia Eléctrica. Definiciones Y Términos Fundamentales); xiv) NTC 5001 (Calidad De La Potencia Eléctrica. Limites Y Metodología); xv) NTC 2050 (Código Eléctrico Colombiano) xvi) Resolución CREG 174 de 2021 (Regula la actividad de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida); Resolución CREG 101 034 de 2024 que establece las condiciones y disposiciones temporales para la entrega de excedentes de generación de energía al Sistema Interconectado Nacional, SIN.

4. Estándares internacionales i) UL 1741-2010 Standard for Inverters, Converters, Controllers and Interconnection System Equipment for Use With Distributed Energy Resources; ii) IEEE 1547 Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems; iii) IEEE 519Recommended practices for controlling the harmonics in electrical power systems; iv) IEC 61727 Photovoltaic (PV) systems-Characteristics of the utility interface; v) IEC 61000-3-13- “Assessment of emission limits for the connection of unbalanced installations to MV, HV and EHV power systems”; vi) IEC/IEEE PAS 63547- “Interconnecting distributed resources with electric power system”; vii) IEC 60909-“Short circuit currents in three-phase a.c. systems IEC

60909”.

5. Definiciones y acrónimos Acrónimo y palabras clave Descripción Derivación de la red local del servicio respectivo, que llega Acometida hasta el registro de corte del inmueble.

Son los bienes que se requieren para que un Operador de Red-OR se conecte físicamente a un Sistema de Transmisión Regional, STR, o a un Sistema de Distribución Local, SDL de otro OR. También son activos de conexión los Activos de conexión utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los niveles de tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados Activos de Uso de STR y SDL por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL. Año previsto para la puesta en servicio de un proyecto Año t

específico. Actividad realizada por usuarios, sean estos personas naturales o jurídicas, que producen energía eléctrica, principalmente para atender sus propias necesidades. Cuando se atienda la propia demanda o necesidad se Autogeneración realizará sin utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión. Se podrán utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión para entregar los excedentes de energía y para el uso de respaldo de red. Usuario que realiza la actividad de autogeneración. El Autogenerador usuario puede ser o no ser propietario de los activos de generación para realizar la actividad de autogeneración. Autogenerador con capacidad instalada o nominal Autogenerador a gran escala superior al límite definido en el artículo primero de la (AGGE) Resolución UPME 281 de 2015, o aquella que la modifique o sustituya. Es la capacidad continua a plena carga del sistema de generación del autogenerador o el generador que se conecta al SIN, bajo las condiciones especificadas según el Capacidad instalada o diseño del fabricante. nominal Cuando la conexión al SIN sea a través de inversores, esta capacidad corresponde a la suma de las capacidades Acrónimo y palabras clave Descripción nominales de los inversores en el lado de corriente alterna o con conexión al SIN. La capacidad nominal de un inversor corresponde al valor nominal de salida de potencia activa indicado por el fabricante. Si el valor de placa se encuentra en unidades de kVA o MVA, se deberá asumir un factor de potencia unitario. Es la red o tramo de red eléctrica monofásica, bifásica o trifásica que sale de una subestación, de un transformador

de distribución o de otra red, que suministra energía Circuito eléctrica a un área específica. Cuando un circuito tenga varias secciones o tramos, cada uno de ellos se considera como un circuito (fuente Resolución CREG 070 de 1998). Situación donde un elemento de la red, para un determinado escenario, tiene al menos un parámetro Criticidad eléctrico por fuera de los rangos establecidos por la regulación actual. Estado permanente de la red, en configuración normal, con Condición N todos los elementos disponibles. Estado temporal de la red, con configuración modificada Condición N-1 debido a la indisponibilidad de un elemento de la red. Consideraciones topológicas de la red, demanda, carga, Escenarios de estudio generación y consignas operativas a tener en cuenta en la eléctrico elaboración de los estudios eléctricos. Estudio que establece la viabilidad técnica para la conexión que se solicita, con el propósito de revisar si se cumplan los criterios de cargabilidad y perfiles de tensión en los alimentadores y transformadores, tanto en condición Estudio de conexión normal como en condición de contingencia (N y N-1), lo anterior cumpliendo los criterios definidos por la regulación actual. Adicionalmente, debe contener los análisis técnico-económicos que se describen a lo largo de este documento. Estudio que tiene en cuenta las características del proyecto a conectar . En él se identifican las corrientes máximas que circulan en caso de falla en cada elemento del proyecto y Estudio de coordinación y del sistema, permitiendo evaluar y especificar la capacidad ajuste de protecciones (EACP) de los equipos de maniobra, responsables de despejar las

corrientes de falla, así como determinar los ajustes requeridos en las protecciones existentes. Acrónimo y palabras clave Descripción Es el equipo encargado de convertir la energía recibida del generador o sistema de almacenamiento (en forma de Inversor corriente continua) y adaptarla a las condiciones requeridas según el tipo de cargas, normalmente en corriente alterna para el posterior suministro a la red. Los sistemas de Distribución Local se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente definición: ▪ Nivel III (MT): Sistemas con tensión nominal mayor o Niveles de Tensión en el SDL igual a 30 kV y menor de 57.5 kV. ▪ Nivel II (MT): Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV. ▪ Nivel I (BT): Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV. Condición en el SDL donde uno o más autogeneradores, generadores convencionales o distribuidos, energizan una Operación en Isla red eléctrica aislada del resto del SDL, durante un periodo de tiempo, ya sea por fallas en la red o mantenimiento. Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un Sistema de Transmisión Regional, STR, o de un Sistema de Distribución Local, SDL, incluidas sus conexiones al Sistema de Transmisión Nacional, STN. Los Operador de Red (OR) activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos, son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR

siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios, ESP. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un Municipio. Corresponde a la potencia que es declarada por el AGGE ante el OR, en el momento del registro de la frontera comercial para entrega de excedentes de energía, cuando aplica, y declarada durante el procedimiento de conexión. Potencia máxima declarada para AGGE La potencia máxima declarada será igual a la potencia establecida en el contrato de conexión, en caso de que este aplique. Así mismo, esta deberá ser menor o igual a la capacidad instalada o nominal, y será la máxima capacidad que se puede entregar a la red en la frontera comercial. Punto asignado por el Operador de Red-OR para realizar la Punto de conexión (PC) conexión del proyecto al sistema de distribución .

Red de distribución: Red eléctrica de Alta Tensión-AT, Red Media Tensión-MT o Baja Tensión-BT, gestionada por una Acrónimo y palabras clave Descripción empresa de distribución, por la que se puede dar suministro a los usuarios conectados a la misma.

Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos Sistema de Distribución Local asociados, que operan en los niveles de tensión 3, 2 y 1 y son (SDL) utilizados para la prestación del servicio en un mercado de comercialización. Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión del OR o el Transportador Regional Sistema de Transmisión TR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de

Regional (STR) tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más OR o TR. Sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la Sistema Interconectado red de interconexión, las redes regionales e interregionales Nacional (SIN) de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los Usuarios, según lo previsto por el artículo 11 de la Ley 143 de 1994. Mínima unidad constitutiva que inyecta potencia en una planta de generación, por ejemplo: Inversores en el caso de Unidad de generación o plantas fotovoltaicas, aerogeneradores en el caso de Unidad generadora (UG) plantas eólicas o generadores síncronos en el caso de plantas que usen tecnología convencional.

6. Estructura de presentación del informe del estudio de conexión simplificado En esta sección se presentan los elementos básicos que debe contener el informe del estudio de conexión simplificado que se entregue a los OR. 6.1 Resumen ejecutivo En este aparte del estudio el interesado en conectarse describe brevemente: • Antecedentes y el alcance del proyecto. • Resumen de los principales resultados obtenidos a través de las simulaciones. • Conclusiones del estudio de conexión. 6.2 Parámetros eléctricos de los equipos del proyecto, y de operación declarados por el usuario interesado en conectarse En este aparte del estudio se presentan los parámetros eléctricos de los equipos objeto de la conexión (líneas de transmisión, cables, transformadores, bancos de condensadores etc.) y de las fuentes de generación (paneles, inversores, generadores), así como los unifilares de la

conexión y la red interna del proyecto. Las tablas del 1 a 5 presentan una referencia de la información básica requerida. Es importante tener en cuenta que: • La información presentada en las tablas del 1 a 4 es únicamente de referencia, dado que la información definitiva depende de los equipos específicos a utilizar en el proyecto. • El diseño de la planta puede cambiar con respecto al que se tiene al momento de presentar el estudio de conexión. En el informe se debe reportar la mejor información disponible en el momento, para permitir identificar cualquier potencial impacto en la operación confiable y segura del sistema donde se conecte la nueva planta. Especificación de parámetros – Transformadores ▪ Capacidad en MVA. ▪ Numero de devanados. ▪ Grupo de conexión. ▪ Niveles de tensión nominal. ▪ Impedancia de secuencia positiva y secuencia cero (o voltajes de corto circuito). ▪ Pérdidas en el cobre o relación aproximada X/R. ▪ Información sobre el cambiador de tomas de transformador (si se cuenta con el mismo). o Tamaño del paso de cada posición del cambiador de tomas (TAP) del transformador. o Posición neutra máxima y mínima del cambiador de tomas. o Ubicación (devanado) donde se conecta en cambiador de tomas. o Indicar si cambiador de tomas opera bajo carga y con regulación automática. Tabla 1: Datos para transformadores. Especificación de parámetros – líneas de conexión y cableado principal ▪ Longitud. ▪ Tipo (cable subterráneo o línea aérea). ▪ Calibre. Tabla 2: Datos líneas de conexión y cables. Especificación de parámetros – Generadores ▪ Fuente de energía (hidráulica, térmica, entre otras).

▪ Tipo de generador (asíncrono, síncrono). ▪ Datos de placa: Capacidad, frecuencia, tensión nominal. ▪ Datos para modelo: ✓ Potencia aparente nominal. ✓ Potencia activa nominal. ✓ Máxima generación activa. ✓ Mínima generación activa. ✓ Máxima generación reactiva. ✓ Mínima generación reactiva. ✓ Reactancia sincrónica de eje directo – Xd. ✓ Reactancia transitoria de eje directo - Xd'. ✓ Reactancia sub transitoria de eje directo - Xd''. ✓ Reactancia de secuencia negativa - X(2). ✓ Reactancia de secuencia cero - X(0). ✓ Resistencia del estator – R. ✓ Reactancia característica – Xc. ✓ Reactancia de dispersión del estator – Xl. ✓ Reactancia sincrónica de eje en cuadratura – Xq. ✓ Reactancia sub transitoria de eje en cuadratura - Xq''. ✓ Inercia – H. ✓ Constante de tiempo transitoria de circuito abierto de eje directo - Tdo'. ✓ Constante de tiempo sub transitoria de circuito abierto de eje directo - Tdo''. ✓ Constante de tiempo sub transitoria de circuito abierto de eje en cuadratura - Tqo''. Tabla 3: Datos de placa para generadores. Especificación de parámetros – Unidades de Generación solares o eólicas ▪ Fuente primaria de energía (solar o eólica). ▪ Numero de inversores,/aerogeneradores, fabricante y modelo ▪ Datos de entrada/lado DC (solar): o Tensión de arranque.

o Máxima tensión y corriente de entrada. o Tensión y corriente de entrada nominal. o Máxima corriente de cortocircuito de los paneles solares. ▪ Datos de salida/lado AC (solar o eólica): o Potencia de salida nominal. o Máxima potencia de salida. o Tensión de red nominal. o Rango de tolerancia a desviaciones con respecto a la tensión nominal AC. o Máxima corriente de salida con Voltaje Nominal-Vnom. o Máxima corriente de salida durante fallas. o Frecuencia de salida nominal y rango de frecuencia tolerado. o Capacidad para aportar potencia reactiva (Curvas PQ o rango factor de potencia en el que se puede operar). o Dispositivos de protección integrados. Tabla 4: Datos de placa para generadores eólicos y solares Especificación de parámetros – Equipos adicionales ▪ Indicar si se cuenta con control central de planta (PPC). ▪ Indicar si se cuenta con algún tipo de compensación reactiva (bancos de condensadores o reactores) y su capacidad. ▪ Información sobre cualquier otro tipo de equipo que se considere relevante reportar. Tabla 5: elementos adicionales. 6.3 Presentación información de entrada y supuestos para el análisis Este aparte del informe debe incluir la información de entrada y los supuestos utilizados para hacer el estudio de conexión simplificado. La siguiente información deberá ser incluida en el estudio, considerando los detalles y condiciones descritos en el numeral 7 del presente documento.

1. Modelación de la zona de influencia del proyecto de generación (ver detalles en el numeral 7.1 ).

2. Horizonte de análisis (ver detalles en el numeral 7.2).

3. Información de demanda de potencia (ver detalles en el numeral 7.3).

4. Información de despachos de generación (ver detalles en el numeral 7.4).

5. Información de compensación reactiva en el área (ver detalles en el numeral 7.5).

Cada uno de los puntos listados arriba deberá presentarse en el informe como una sección o capítulo. 6.4 Presentación de los análisis La presentación de los análisis que componen el estudio de conexión simplificado debe incluir:

1. Validación de la correcta modelación.

2. Presentación de los escenarios de estudio.

3. Perfiles de tensión y nivel de carga en líneas y transformadores obtenidos mediante los análisis de flujo de carga.

4. Contribución del proyecto a la corriente de corto circuito.

5. Análisis para evitar el funcionamiento en isla.

Cada uno de los puntos listados arriba deberá presentarse en el informe como una sección o capítulo aparte, siguiendo los lineamientos establecidos, para cada punto, en el numeral 8 del presente documento. 6.5 Conclusiones En este aparte se deben listar las principales conclusiones del estudio de conexión simplificado.

7. Información de entrada necesaria para realizar el estudio de conexión simplificado La información de entrada presentada en este numeral debe ser suministrada por el OR al interesado en los plazos definidos en el Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021 o aquella que lo modifique o sustituya.

La información de entrada deberá ser incluida en el informe del estudio de conexión simplificado, que presente el interesado en la conexión (ver numeral 03). 7.1 Modelación de la zona de influencia del proyecto de generación El Operador de Red-OR suministrará al interesado en conectarse la siguiente información

para el año t, para modelar la conexión del generador interesado. 7.1.1 Para solicitudes de conexión al nivel de tensión N1 • Equivalente en el lado de alta del transformador de distribución. • Parámetros del transformador de distribución. • Características del conductor entre el transformador de distribución y el interesado en conectarse. • Demanda equivalente del transformador de distribución. • Características de los generadores conectados en el mismo transformador de distribución (ver Tablas 2, 3 y 4 del numeral 6.2). • Principales condiciones operativas. 7.1.2 Para solicitudes de conexión al nivel de tensión N2 • Equivalente de la subestación. • Demanda equivalente de la subestación y del circuito a modelar. • Parámetros de la red troncal principal. • Demandas agregadas que se conectan a la red troncal principal. • Características de los generadores conectados en el mismo circuito y/o que impacten a la subestación. • Principales condiciones operativas. • Capacidad de cortocircuito de los interruptores en el circuito donde se hace la solicitud. 7.1.3 Para solicitudes de conexión al nivel de tensión N3 en sistemas enmallados • Equivalentes de todas las subestaciones aledañas del punto de conexión (sin incluir conexiones en T) del proyecto del interesado, para todos los posibles caminos hasta configurarse el “enmallamiento” (ver Figura 1). • Conexiones en T que impacten la zona de influencia del proyecto del interesado en conectarse. • Demanda equivalente de la subestación aledañas y parámetros de las redes asociadas. • Características de los generadores conectados en las subestaciones aledañas y/o que impacten a la zona de

influencia de la conexión del interesado. • Principales condiciones operativas y despachos típicos. • Capacidad de cortocircuito de los interruptores en el circuito donde se hace la solicitud. • Para aquellos casos donde se inyecten excedentes al STR y/o STN, se suministrará la información de la red impactada del SIN. Figura 1 Red enmallada de referencia. 7.1.4 Para solicitudes de conexión al nivel de tensión N3 en sistemas radiales • Mismas condiciones de las solicitudes de conexión al nivel de tensión N2. • Equivalente de la subestación de respaldo.

Nota: Para todos los casos descritos en este numeral, es decir las solicitudes de conexión en los niveles N1, N2, N3 y , el Operador de Red-OR suministrará la información necesaria para la realización del estudio en los términos establecidos en el Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021 o aquella que lo modifique o sustituya. De todas formas, si el usuario interesado en conectarse lo requiere, este podrá solicitar la base de datos del software de modelación utilizado por el Operador de Red.

Así mismo, si el OR lo identifica como necesario, la información a suministrar incluirá los desbalances de fases existentes para que estos sean tenidos en cuenta en los análisis. 7.2 Horizonte de análisis Se deberá analizar el año de entrada de operación del proyecto (año t). 7.3 Información de demanda de potencia La información de la demanda deberá presentarse en forma de curvas de demanda con resolución horaria, sea basada en información histórica o por medio de curvas típicas esperadas para los circuitos, corrigiendo o eliminando las contingencias, comprobando que

no correspondan con situaciones atípicas, como averías o transferencias temporales de carga. Para la proyección de crecimiento de la demanda de potencia en la zona de influencia del proyecto, se deben utilizar las demandas reportadas por el Operador de Red-OR para su sistema, las cuales serán suministradas por este último al interesado en conectarse. 7.4 Información de despachos de generación Para las solicitudes de conexión al nivel de tensión N3, se debe considerar la información publicada en las bases de datos de XM para los diferentes despachos de generación, buscando la simulación de los casos críticos que se presentan más adelante (numeral 8.2 de este documento). Dicha información deberá ser suministrada por el Operador de Red-OR al interesado en conectarse. 7.5 Información de compensación reactiva en el área El Operador de Red-OR suministrará, para diferentes condiciones de demanda, la inyección de potencia reactiva típica por cada uno de sus elementos de compensación.

8. Lineamientos para la realización de los análisis que componen el estudio de conexión simplificado El estudio de conexión simplificado debe incluir los análisis presentados a continuación. Los análisis deberán llevarse a cabo utilizando herramientas de modelamiento y simulación adecuadas para cada caso. 8.1 Validación de la correcta modelación Para asegurar la correcta modelación del sistema en la zona de influencia de la solicitud de conexión, y considerando que el OR entregará toda la información del numeral 7, incluyendo el modelo de red en el punto de conexión; el interesado en conectarse deberá establecer en su modelo de estado estacionario (y presentar en el informe) para el año t, sin el proyecto de generación, para el escenario de carga pura del numeral 8.2, con taps fijos en posición central,

nodo slack en uno de los equivalentes de red (el resto en modo PV) y la generación típica de la zona de influencia del proyecto (sin producción de potencia reactiva): • Topología del sistema modelado, teniendo en cuenta lo indicado en el numeral 7.1. • Nivel de cortocircuito en las subestaciones de la zona de influencia del proyecto, teniendo en cuenta lo indicado en el numeral 7.1. • Tensiones y nivel de carga en las subestaciones y elementos de la zona de influencia del proyecto, teniendo en cuenta lo indicado en el numeral 7.1. 8.2 Definición de escenarios Es importante mencionar que las condiciones que se simulan son aquéllas que representen las más desfavorables, en términos de requerimientos de red para cada uno de los escenarios. Respecto a la carga objeto de simulación, información suministrada por el OR de acuerdo con las condiciones del numeral 7.1, en la modelación se tendrá en cuenta las curvas de demanda de los usuarios y circuitos MT (resolución horaria), y de los transformadores MT/BT (resolución horaria). Si no se cuenta con dicha información se utilizarán las curvas típicas por tipo de usuario, o la curva de carga de la cabecera del circuito (suministradas también por el Operador de Red), corrigiendo o eliminando las contingencias, comprobando que no correspondan con situaciones atípicas, como averías o transferencias temporales de carga. Para realizar los análisis requeridos deben considerarse como mínimo los siguientes escenarios para la zona de influencia del proyecto, en los términos del numeral 7.1: 8.2.1 Carga pura Demanda máxima con mínima generación, es decir, 0 MW para la generación no gestionable

(no controlable como la tecnología solar fotovoltaica), y valores mínimos históricos para la generación gestionable (controlable como las plantas térmicas con disponibilidad de combustibles o hidroeléctricas con capacidad de regulación). 8.2.2 Momento de máxima diferencia Para sistemas de autogeneración: En el caso de generación solar o eólica, considerar valores de máxima generación y mínima demanda del usuario coincidentes en el tiempo (máxima diferencia coincidente en el tiempo entre las dos variables). En el caso de generación gestionable el escenario debe plantearse con máxima generación y mínima demanda del usuario sin considerar la coincidencia en el tiempo entre estas dos variables. En ambos casos la demanda del circuito/transformador a considerar es la que coincida en el tiempo con la demanda del usuario seleccionado. 8.2.3 Máxima demanda y máxima generación: En el caso de generación solar o eólica, considerar valores de máxima generación y máxima demanda en el circuito/transformador coincidentes en el tiempo. Para proyectos de autogeneración la demanda del usuario será la que coincida en el tiempo con la demanda del circuito/transformador seleccionada. 8.3 Cálculo perfiles de tensión y nivel de carga en líneas y transformadores (flujos de carga BT y MT) En primer lugar, se debe establecer el estado de la red actual (dependiendo de la modelación presentada en el numeral 7.1), evaluando el nivel de carga de los distintos tramos y transformadores que intervienen eléctricamente en el punto de conexión, así como las variaciones de tensión en la subestaciones y líneas de la zona de influencia del proyecto. El objetivo de este análisis es determinar el cumplimiento de los criterios establecidos en la regulación actual, considerando la conexión del sistema de generación (Resoluciones CREG

025 de 1995 y CREG 070 de 1998 o aquellas que las modifiquen o sustituyan). Asimismo, se evaluará el estado de la red contemplando la conexión del sistema de generación a analizar, tanto en condición N, como en contingencia simple de los elementos de la zona de influencia del proyecto (N-1). Los escenarios que se simularan son los descritos en el numeral 8.2., y se deberá analizar el año de entrada de operación del proyecto (año t). Inicialmente se modela la planta objeto del análisis operando con factor de potencia unitario. Es importante mencionar que, dependiendo del tipo de conexión del sistema de generación, el análisis de flujo de carga podría ser desbalanceado. En este caso el Operador de Red-OR será el encargado de notificar sobre esta situación al interesado, y tendrá que suministrarle toda la información necesaria para la realización del análisis. 8.4 Cálculo contribución a la corriente de cortocircuito Este análisis se realiza para comprobar que la incorporación del sistema de generación no suponga un incremento en la corriente de cortocircuito en las subestaciones de influencia del proyecto (de acuerdo con lo descrito en el numeral 7.1), que supere la capacidad de corte de los interruptores existentes. En este sentido, se calculará en el escenario de red previsto, tras incorporar el nuevo sistema de generación, los nuevos valores de intensidad de fase máxima ante cortocircuito (icc) en el punto de conexión y en las barras de AT y MT de las subestaciones de la zona de influencia, ya sea ante cortocircuito polifásico o ante falla a tierra. Una vez determinados, se contrastarán estos valores máximos de icc, en barras de AT, MT o BT con la capacidad de corte de todos los

interruptores afectados, ello para comprobar la idoneidad de los interruptores o, en su defecto, la necesidad de su sustitución por equipos con mayor poder de corte. Los escenarios que se simularán son los descritos en los numerales 8.2.2 y 8.2.3, que consideran toda la generación de la zona en línea, independientemente que entreguen o no excedentes a la red. Se deberá analizar el año de entrada de operación del proyecto (año t). 8.5 Análisis para evitar el funcionamiento en isla El funcionamiento en isla de una red de distribución consiste en la posible alimentación temporal del sistema de generación a usuarios en ausencia de la red principal. Este funcionamiento debe ser evitado con el fin de mantener la seguridad de la operación y la calidad de suministro dentro los límites establecidos. En los casos donde la generación es capaz de mantener autónomamente los valores de tensión y frecuencia, existirá riesgo de funcionamiento en isla cuando se cumpla la siguiente relación: ( ∑ 𝑷 )+�