CREG - Resolución 0025 de 1995

Concordancias CREG Resumen de Notas de Vigencia Por la cual se establece el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional. Diario Oficial No. 41.937 de 24 de julio de 1995 (julio 13)

RESOLUCIÓN

25 DE 1995 Abrir ACTOS DE TRÁMITE Actos de trámite modal Abrir NOTIFICACIONES Notificaciones modal Abrir CONCORDANCIAS Concordancias modal Abrir MODIFICACIONES Modificaciones modal Abrir DESARROLLOS Desarrollos modal Abrir MEMORIA Memoria modal Abrir ÍNDICE Índice modal Abrir BUSCAR Búsqueda modal Abrir DATOS Datos modal Abrir DOCUMENTO Abrir documento modal Resolución 25 de 1995 CREG Actos de trámiteACTOS DE TRÁMITE NotificacionesNOTIFICACIONES ConcordanciasCONCORDANCIAS ModificacionesMODIFICACIONES DesarrollosDESARROLLOS MemoriaMEMORIA ÍndiceÍNDICE BúsquedaBUSCAR DatosDATOS DESCARGARANEXOS IMPRIMIR COMPARTIR Aumentar Normal Reducir ANOTACIONESANOTACIONES Resolución 25 de 1995 CREG

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GESTOR NORMATIVOALEJANDRÍA vvvvvvvvvvvvvvvv V VV VV VV VV VV VV VV VV VV V r,1m,r,11 r,1

1 Concordancias LA COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS en ejercicio de sus facultades constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y en desarrollo de los decretos 1523 y 2253 de 1994, y CONSIDERANDO Que, de conformidad con el artículo 23, literal i, de la Ley 143 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional; Que el cuerpo técnico de la Comisión elaboró un proyecto de Código de Redes, el cual fue discutido ampliamente con las empresas del sector eléctrico colombiano; Que el Consejo Nacional de Operación, en virtud de lo dispuesto en el referido literal i del artículo 23 de la Ley 143 de 1994, emitió concepto sobre el código que se adopta mediante la presente resolución; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión del 10 de julio de 1995 estudió y adoptó el Código de Redes;

RESUELVE:

ARTICULO 1o.

Adoptar el Código de Redes contenido en el Anexo General de la presente resolución, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional. Doctrina Concordante Ir al inicio

ARTICULO 2o.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial o en la Gaceta del Ministerio de Minas y Energía y deroga las disposiciones que le sean contrarias. Comuníquese, publíquese y cúmplase Dada en Santafé de Bogotá, D. C., el día 13 de julio de 1995

JORGE EDUARDO COCK LONDOÑO

Presidente

EVAMARÍA URIBE TOBÓN

Director Ejecutivo

ANEXO GENERAL.

CÓDIGO DE REDES.

INTRODUCCIÓN.

El Código de redes está compuesto por: Código de Planeamiento de la Expansión del Sistema de Transmisión Nacional Código de Conexión Código de Operación Código de Medida

MARCO LEGAL.

El Código de Redes forma parte del Reglamento de Operación a que se refieren las Leyes 142 y 143 de 1994. El Código de Redes se complementará con resoluciones emitidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

INTERPRETACIÓN.

En caso de presentarse dudas en cuanto a la interpretación y aplicación del Código de Redes, después de agotar el diálogo entre las empresas, es en primera instancia el Consejo Nacional de Operación (CNO) el encargado de efectuar las aclaraciones e interpretaciones correspondientes buscando cumplir ante todo los principios básicos de las Leyes y las Resoluciones de la CREG. En caso de no existir acuerdo en el CNO sobre la interpretación o aplicación del código, es la CREG quien finalmente dirime la controversia. Para este efecto, las dudas son comunicadas por las empresas a la mayor brevedad posible y el CNO debe reunirse en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles a partir de la comunicación. Los casos no considerados en este Código pueden ser presentados a través del CNO para definición de la CREG.

MODIFICACIÓN.

Cualquier empresa puede presentar propuestas de modificación al presente Código de Redes ante el CNO y finalmente se aplica una vez que éste de el concepto previo y la CREG lo apruebe.

CUMPLIMIENTO.

El código de Redes debe ser cumplido por los diferentes agentes a los que se refiere cada uno de los códigos que lo conforman. El incumplimiento de las condiciones establecidas en este Código, se presentan según el caso, ante la CREG o ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

JORGE EDUARDO COCK LONDOÑO

Presidente

EVAMARÍA URIBE TOBÓN

Director Ejecutivo

INDICE GENERAL DE ANEXOS.

<Oprima F3> CODIGO DE REDES Código de Planeamiento de la Expansión del Sistema de Transmisión Nacional Apéndice I Información estándar de planeamiento Apéndice II Información detallada de planeamiento Código de Conexión Anexo CC.1 Requisitos técnicos para la conexión de líneas de transmisión al STN Anexo CC.2 Requisitos técnicos para subestaciones Anexo CC.3 Requisitos técnicos de telecomunicaciones Anexo CC.4 Requisitos técnicos de protecciones Anexo CC.5 Requisitos técnicos del sistema de registro de fallas Anexo CC.6 Requisitos técnicos del sistema de supervisión y control Anexo CC.7 Guías para elaboración y presentación de planos del sitio de conexión Código de operación Anexo Co-1 Calculo índices de indisponibilidad de generación Anexo Co-2 Planeamiento eléctrico de la operación Información básica Anexo Co-3 Declaración de parámetros de los embalses Anexo Co-4 Criterios para participar en la reserva de regulación Código de medida Anexo CM-1

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 está 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. <Inciso subrogado por el Capítulo II (para la conexión de generadores y usuarios finales que pertenecen a los proyectos clase 1) de la Resolución 75 de

2021, según lo ordenado en el artículo 58Lit. a)> Notas de Vigencia Legislación Anterior Doctrina Concordante

5. ELEMENTOS DE PLANEAMIENTO.

La planeación de la expansión del STN se realizará a corto (3 años), mediano (5 años) 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.

Doctrina Concordante

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. <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 44 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Para la evaluación de la confiabilidad del STN se podrán usar los métodos descritos a continuación, buscando la mayor relación beneficio/costo. Concordancias

5.3.1 MÉTODO DETERMINÍSTICO.

Para el análisis de confiabilidad por medio de este método 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.

5.3.2. MÉTODO PROBABILÍSTICO SIMPLIFICADO.

Para el análisis de confiabilidad por medio de este método se deben utilizar los criterios N–1 y N–K, considerando su probabilidad de ocurrencia en la valoración de costos y beneficios. En la aplicación de estos criterios, el STN debe ser capaz de transportar en estado estable la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones de carga. Notas de Vigencia Legislación Anterior 5.4 RESTRICCIONES. <Numeral adicionado por el artículo 2 de la Resolución 44 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> 5.4.1 MÉTODO PROBABILÍSTICO PARA LA EVALUACIÓN DE RESTRICCIONES PARA LA EVALUACIÓN DE LAS RESTRICCIONES DEL STN SE PODRÁ USAR EL MÉTODO DESCRITO A CONTINUACIÓN, BUSCANDO LA MAYOR RELACIÓN BENEFICIO/COSTO. Para la valoración de costos y beneficios en el análisis de restricciones por este método, se deben considerar los estados posibles de la red hasta un nivel de contingencia N–1, valorando los posibles despachos de generación en el sistema. A cada estado evaluado se le asociará una probabilidad de ocurrencia, considerando todo tipo de eventos. Adicionalmente, para cada estado de la red se calcularán los costos y beneficios considerando el mismo criterio que utilizaría el CND en el análisis eléctrico del despacho para ese estado de la red, es decir, suponiendo una contingencia adicional cuya probabilidad de

ocurrencia es 1. Notas de Vigencia

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 EXPANSION DE REFERENCIA (STN) <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 85 de 2002. El nuevo texto es el siguiente:> Con el fin de compatibilizar criterios, estrategias, metodologías e información para la expansión del STN, la UPME contará con un Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión el cual deberá conceptuar sobre el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia preliminar, en el cual participarán: Un (1) representante de las empresas de generación. Este se seleccionará anualmente con el voto mayoritario de los Generadores que participen en el Mercado de Energía Mayorista al momento de la votación, de entre los cinco (5) mayores Generadores del país, en relación con su Capacidad Instalada

(medida en MW a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no harán parte de las cinco elegibles como representantes de los Generadores. Un (1) representante de las empresas de distribución. Este se seleccionará anualmente con el voto mayoritario de los Operadores de Red que participen en el Mercado de Energía Mayorista al momento de la votación, entre los cinco (5) mayores Operadores de Red del país, en relación con su distribución de energía (medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). En caso de que un Operador de Red corresponda a una empresa integrada que ya esté representada en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no hará parte de las cinco elegibles como representante de los Operadores

de Red. Tres (3) usuarios, catalogados como grandes consumidores, los cuales se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente en función de su demanda anual de energía (medida en MWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). Si uno o varios usuarios deciden no participar en el Comité, el derecho lo adquiere(n) el (o los) siguiente(s) grande(s) consumidor(es). Para estos efectos, antes del 15 de enero de cada año, los comercializadores reportarán a la UPME, el nombre y la demanda de los tres mayores usuarios que hayan atendido en su mercado. Tres (3) representantes de las empresas de comercialización. Estos se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente de la Demanda abastecida (Medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). ). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no harán parte de las elegibles como representantes de los Comercializadores. Tres (3) representantes de las empresas de transmisión. Estos se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente de su porcentaje de participación en la propiedad de activos del STN (Valorados a "Costos Unitarios" a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). ). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no harán parte de las elegibles como representantes de los Transportadores. El CND no hará parte del CAPT, pero asistirá a sus reuniones, y en desarrollo de sus tareas deberá coordinar con dicho Comité aquellos aspectos asociados con las Restricciones que inciden en la planeación de la expansión del STN.

Las empresas integradas verticalmente, así como las empresas que tengan vinculación económica entre las distintas actividades (generación, transmisión, distribución y comercialización), no podrán tener más de un (1) representante en el Comité. Para este efecto se tendrá en cuenta lo dispuesto respecto de las empresas matrices y subordinadas, así como de los grupos empresariales a los que hace referencia el Código de Comercio. De allí que estos criterios deban considerarse para establecer la composición del Comité. Si alguno de los usuarios del STN tuviera conocimiento de alguna violación a lo que aquí se dispone, podrá solicitar a la CREG la suspensión de la participación del agente o agentes involucrados en el Comité. La CREG solicitará la información que considere pertinente, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994. <Ver Notas del Editor> Para la preparación del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia los Transmisores Nacionales, los Generadores, los Transmisores Regionales, los Distribuidores Locales y los Comercializadores, deberán entregar a la UPME la información de planeamiento estándar y la información de planeamiento detallada según la lista de los Apéndices I y II. Asimismo, deberán remitir la información correspondiente a las "Ampliaciones" requeridas, en los términos en que éstas se entiendan en la reglamentación vigente. Esta información se deberá entregar a más tardar en el mes de marzo de cada año y deberá cubrir un horizonte de por lo menos diez (10) años. Notas del Editor Para los primeros cinco (5) años del Plan de Expansión de Transmisión, cada Transmisor Nacional, deberá preparar y remitir para la misma fecha y a la

misma entidad, un informe detallado donde se indiquen las oportunidades disponibles para conectarse y usar el sistema, señalando aquellas partes de dicho sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y transporte de cantidades adicionales de potencia. La UPME al elaborar el Plan de Expansión de Transmisión tendrá en cuenta utiliza como criterios en su definición, la minimización de los costos de inversión y de los costos operativos y las pérdidas del STN, siguiendo los principios de las Leyes 142 y 143 de 1994. El Plan de Expansión de Transmisión, en todo caso, debe cumplir con las disposiciones que en materia de confiabilidad y seguridad, se encuentren vigentes. Los propietarios de Activos de Conexión al STN o los Transmisores Nacionales cuyos activos tengan relación con los proyectos incluidos en el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia, deben entregar la información solicitada por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue para aclarar las condiciones de conexión al STN, con el fin de garantizar el libre acceso a las redes de este sistema. Notas de Vigencia Legislación Anterior ~--Iral inicio

8. PROCEDIMIENTO PARA EL ESTUDIO DE LA CONEXIÓN. <Numeral subrogado por el Capítu.lo II (para la conexión de generadores y usuarios finales que pertenecen a los proyectos clase 1) de la Resolución 75 de 2021, según lo ordenado en el artículo 58Lit. a)>

Notas de Vigencia Concordancias Legislación Anterior

JORGE EDUARDO COCK LONDOÑO

Presidente

EVAMARÍA URIBE TOBÓN

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

Presidente

EVAMARÍA URIBE TOBÓN

Director Ejecutivo

<6. CUADROS>.

Cuadro 1.

DEMANDA ANUAL DE ENERGÍA Y POTENCIA.

Parámetro Significado Unidad 11 Año Año para el cual se tienen proyectadas las demandas. Demanda Energía Demanda total de energía proyectada para cada año. GWh 11 Demanda Potencia. Demanda máxima (pico) de potencia proyectada para cada año. MW 11 Cuadro 2

DISTRIBUCIÓN DE DEMANDAS A NIVEL MENSUAL

Parámetro Significado Unidad 11 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 11 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 1 1 Hora Hora para la cual se tiene la demanda. P Demanda de potencia activa MW 11 Q Demanda de potencia reactiva. Mvar 11 Cuadro 4

INFORMACIÓN DE SUBESTACIONES

Parámetro Significado Unidad 1 11 Año Año al cual corresponde la información. 1 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 1 1 Tensión Nominal Tensión de diseño de la subestación. kV 1 11 Demanda (Activa y Reactiva) Demanda correspondiente al día de máxima demanda y hora de máxima demanda del subsistema MW de cada empresa (especificar la hora de máxima demanda). Mvar 1 1 Generación (Activa y Reactiva) Capacidad de generación de potencia activa y reactiva en esta subestación. Los límites mínimos y MW máximos serán los impuestos por restricciones operativas y de capacidad. Mvar 1 1 Compensación Inductiva Capacidad de compensación, expresada como el número de bancos por la capacidad de cada Mvar banco. En caso de control continuo se escribirá solo la capacidad máxima. 1 1 Compensación Capacitiva Capacidad de compensación, expresada como el número de bancos por la capacidad de cada Mvar banco. En el caso de control continuo se escribirá solo la capacidad máxima.

Tipo Tipo de subestación: -Intemperie

• Encapsulada
• Mixta

1 1 Configuración Configuración de la subestación: - BS: Barra sencilla -Bp+T: Barra principal y transferencia - 2B: Doble barra -2B+T: Doble barra y transferencia - 28+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 linea 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 p.u. nominal y 100 MVA Reactancia (X ) Reactancia inductiva de secuencia positiva, cero y mutua total de la línea, tomando como base la Pu tensión nominal y 100 MVA. Susceptancia (Y/2) Mitad de la susceptancia capacitiva de secuencia positiva, cero y mutua de la línea, tomando como p.u. base la tensión nominal y 100 MVA Capacidad de Transporte Capacidad de transporte de la línea. Debe corresponder al menor valor entre el límite térmico, el MVA límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad. Indisponibilidad Indisponibilidad. p.u.(1) 1. pu=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 -Yn: Estrella Neutro Aterrizado -D: Delta - Dn: Delta Aterrizada Resistencia de Magnetización R