Diseño de transferencia manual de la fase de repuesto por ...

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

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Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2003

Diseño de transferencia manual de la fase de repuesto por Diseño de transferencia manual de la fase de repuesto por

cualquiera de las fases existentes en la subestación Torca 230 kv cualquiera de las fases existentes en la subestación Torca 230 kv

Liliana Alejandra Amaya Hurtado Universidad de La Salle, Bogotá

Mauricio Jiménez Díaz Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Amaya Hurtado, L. A., & Jiménez Díaz, M. (2003). Diseño de transferencia manual de la fase de repuesto por cualquiera de las fases existentes en la subestación Torca 230 kv. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/446

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DISEÑO DE TRANSFERENCIA MANUAL DE LA FASE DE REPUESTO

POR CUALQUIERA DE LA FASES EXISTENTES EN LA

SUBESTACIÓN TORCA 230 kV

LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO

MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, D.C.

2003

DISEÑO DE TRANSFERENCIA MANUAL DE LA FASE DE REPUESTO

POR CUALQUIERA DE LA FASES EXISTENTES EN LA

SUBESTACIÓN TORCA 230 kV

LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO

MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ

Monografía para optar al título de

Ingeniero Electricista

Director

HENRY CORREA BECHARA

Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, D.C.

2003

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRICA

LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZi

Nota de aceptación

Director: Ing. Henry Correa Bechara.

Jurado: Ing. Álvaro Venegas.

Jurado: Ing. Fernando Gómez.

Bogotá, 2003


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZii

A Dios, nuestras familias y

amigos con mucho cariño.


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZiii

Los conceptos emitidos en esta monografía son el resultado de los análisis e

investigaciones realizadas por los autores y son de responsabilidad exclusiva

de los mismos, en consecuencia no comprometen en ningún sentido a la

Universidad de la Salle, ni al director del proyecto, ni al jurado calificador, ni

a la empresa INTERCONEXIÓN ELECTRICA S.A. –ISA-.


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZiv

AGRADECIMIENTOS

A Dios por regalarnos unas familias maravillosas, las cuales con su amor y esmero, nos

dieron las bases para ser personas de bien y darnos la oportunidad de ser profesionales el

día de mañana, gracias a su colaboración y empuje pudimos sacar éste proyecto de grado

adelante.

A Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), por brindarnos la oportunidad de realizar éste

proyecto en una de sus subestaciones (Torca 230 kV), lo cual, fue una experiencia muy

provechosa para complementar nuestros conocimientos adquiridos en la Universidad, ya

que en cada una de las materias vistas, nuestros maestros nos inculcaron análisis y criterio

para nuestra vida laboral, gracias a esto, pudimos tener el suficiente criterio para escoger y

realizar éste proyecto.

A nuestro director de tesis Ing. Henry Correa Bechara, ingeniero director del área de

protecciones de la subestación, por enseñarnos y transmitirnos sus conocimientos y

tenernos la suficiente paciencia para culminar con éxito éste proyecto.

Al Ing. Cristian Augusto Remolina, ingeniero de operaciones de la subestación, por su

constante ayuda y apoyo incondicional, al grupo de protecciones por brindarnos su amistad

y compartirnos todos sus conocimientos y experiencias; y en general a todas las personas de

la subestación, porque durante todo el tiempo que estuvimos allí nos brindaron su apoyo y

entusiasmo.

A nuestros amigos, por compartir momentos de alegría y tristezas durante el transcurso de

nuestra vida universitaria.

Alejandra y Mauricio.Alejandra y Mauricio.


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZv

CONTENIDO

Pág.

INTRODUCCIÓN 1

1. OBJETIVOS 5

1.1. GENERAL 5

1.2. ESPECÍFICOS 5

2. TRANSFORMADORES DE POTENCIA 6

2.1. CONCEPTOS GENERALES. 62.1.2. Accesorios del transformador. 72.1.3. Descripción de la función de los accesorios más importantes deltransformador. 7

2.2. ESTUDIO COMPARATIVO CON EL TRANSFORMADOR. 92.2.1. Corriente de excitación. 92.2.2. Transformadores trifásicos. 10

2.3. APLICACIONES DE AUTOTRANSFORMADORES. 112.3.1. Principio del autotransformador monofásico. 112.3.2. Ventajas e inconvenientes del autotransformador monofásico. 12

3. DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE PATIO RELACIONADOS CON LOSATR’S 14

3.1. BANCOS DE TRANSFORMADORES. 14

3.2. PROTECCIONES Y CONTROL. 183.2.1. Panel de protección. 18


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZvi

3.2.2. Panel de control. 21

3.3. BAHÍAS. 23

3.4. PÓRTICO. 27

3.5. CONFIGURACIÓN. 28

3.6. SITUACIÓN ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN ANTE EL EVENTO DEUNA CONTINGENCIA. 28

4. ESTUDIO PARA EL DISEÑO 29

4.1. CONDICIONES PRELIMINARES NECESARIAS. 29

4.2. UNIFICACIÓN DE LAS SEÑALES. 30

4.3. CONSIDERACIONES DE ESPACIO. 37

4.4. ESQUEMAS DE CONTROL PROPUESTOS 384.4.1. Esquema 1. 394.4.2. Esquema 2. 414.4.3. Esquema 3. 43

4.5. ALTERNATIVAS DE DISPOSICION FISICA PARA LA ADECUACIÓN DELOS BARRAJES AUXILIARES DE 230 Y 115 kV. 45

4.6. CRITERIOS DE DECISIÓN 52

5. DISEÑO ESCOGIDO PARA LA TRANSFERENCIA 535.1 ANTE EL NO RETIRO DE LA FASE FALLADA DE SU SITIO DE LASUBESTACIÓN. 545.2 ANTE EL RETIRO OBLIGADO DE LA FASE FALLADA DE SU SITIO ENLA SUBESTACIÓN. 585.3. MEDIDAS DE SEGURIDAD. 605.4. PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ATR DE REPUESTO. 62

6. VIABILIDAD ECONOMICA 64

6.1. PRIMER ESCENARIO. 66

6.2. SEGUNDO ESCENARIO. 70

6.3. TERCER ESCENARIO. 73


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZvii

6.4. CUARTO ESCENARIO. 76

6.5. COSTO DEL PROYECTO 79

7. CONCLUSIONES 81

8. RECOMENDACIONES 83

BIBLIOGRAFÍA 85

ANEXOS 88


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZviii

LISTA DE CUADROS

Pág.

Cuadro 1. Descripción de los autotransformadores de los bancos 1 y 2. 15

Cuadro 2. Descripción de los autotransformadores de los bancos 3 y 4. 16

Cuadro 3. Descripción del ATR de repuesto. 17

Cuadro 4. Circuitos de la fase de repuesto Fuji. 18

Cuadro 5. Descripción del la bahía ATR 1. 23




Cuadro 9. Característica principal de la red de transformación de la

subestación Torca 230 kV. 28

Cuadro 10. Cableado Fase de repuesto Fuji vs. Osaka (fase A). 31

Cuadro 11. Cableado Fase de repuesto Fuji vs. Osaka (fase B). 32

Cuadro 12. Cableado Fase de repuesto Fuji vs. Osaka (fase C). 33

Cuadro 13. Cableado Fase de repuesto Fuji vs. Mitsubishi (fase A). 34

Cuadro 14. Cableado Fase de repuesto Fuji vs. Mitsubishi (fase B). 35

Cuadro 15. Cableado Fase de repuesto Fuji vs. Mitsubishi (fase C). 36

Cuadro 16. Distancias eléctricas 46


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZix

LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. a)Deducción del autotransformador, b)Autotransformador

resultante a partir de un transformador. 11

Figura 2. Pórtico que abarca los bancos 1,2 y 4. 27

Figura 3. Pórtico que abarca el banco 3. 27

Figura 4. Espacio físico caja de control ATR Mitsubishi. 37

Figura 5. Ubicación del neutro en los bancos marca Osaka. 38

Figura 6. Esquema para la parte de control del modelo 1, circunstancia a. 40

Figura 7. Esquema del modelo 1, circunstancia b. 41

Figura 8. Esquema de la parte de control del modelo 2, circunstancia a. 42

Figura 9. Esquema de la parte de control del modelo 2, circunstancia b. 42

Figura 10. Esquema del modelo 3, circunstancia a. 43

Figura 11. Esquema del modelo 3, circunstancia b. 44

Figura 12. Posición actual de la fase de repuesto en la subestación. 47

Figura 13. Disposición de los barrajes auxiliares (alternativa uno). 48

Figura 14. Disposición de los barrajes auxiliares (alternativa dos). 50

Figura 15. Disposición de los barrajes auxiliares (alternativa tres). 51

Figura 16. Esquema de control del modelo 3, circunstancia a. 54

Figura 17. Ubicación de la sala de control en la subestación. 55

Figura 18. Sitio de ubicación de las bajantes y puentes de 230 kV y 115 kV. 56

Figura 19. Esquema de conexión delta de compensación (13.8 kV). 57

Figura 20. Muro que encierra el banco. 58


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZx

Figura 21. Entrada de los multiconductores a la caja espejo. 59

Figura 22. Esquema de control ante el retiro de la fase fallada. 59

Figura 23. Planteamiento gráfico de los escenarios. 65


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZxi

LISTA DE GRÁFICAS

Pág.

Gráfica 1. Comportamiento del IDA vs. el MIDA, primer escenario. 68

Gráfica 2. Comparación del PCSA actual vs. el propuesto si el

IDA < MIDA, primer escenario. 69

Gráfica 3. Comportamiento del IDA vs. el MIDA, segundo escenario. 72


IDA < MIDA, segundo escenario. 73

Gráfica 5. Comportamiento del IDA vs. el MIDA, tercer escenario. 75


IDA < MIDA, tercer escenario. 76

Gráfica 7. Comportamiento del IDA vs. el MIDA, cuarto escenario. 78


IDA < MIDA, cuarto escenario. 79


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZxii

LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Fechas de inicio y finalización de las 52 semanas de análisis. 65

Tabla 2. Eventos del primer escenario. 66

Tabla 3. Porcentaje de compensación semanal del activo, primer escenario. 67

Tabla 4. Eventos del segundo escenario. 70

Tabla 5. Porcentaje de compensación del activo, segundo escenario. 71

Tabla 6. Eventos del tercer escenario. 74

Tabla 7. Porcentaje de compensación semanal del activo, tercer escenario. 74

Tabla 8. Eventos del cuarto escenario. 77

Tabla 9. Porcentaje de compensación semanal del activo, cuarto escenario. 77

Tabla 10. Lista de materiales del proyecto y costo. 80


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZxiii

LISTA DE ANEXOS

Anexo A. Diagrama unifilar de la subestación Torca 230 kV.

Anexo B. Cronograma de actividades en contingencia.

Anexo C. Lista de materiales de las alternativas para la adecuación de los barrajes

auxiliares.

Anexo D. Lista de materiales del proyecto.

Anexo E. Resolución 011 de 2002.

Anexo F. Resolución 150 diciembre 27 de 2001.

Anexo G. Resolución 061 septiembre 12 de 2000.

Anexo H. Índice de disponibilidad ajustada del activo (IDAA)

Anexo J. Rutas en patio de las señales de control y potencia de los ATR’s.

Anexo K. Rutas en patio de la delta de compensación (13.8 kV) de los ATR’s.

Anexo L. Caja de espejo para ATR.

Anexo M. Caja espejo para fase de repuesto.

Anexo N. Medidas de las cajas espejo y vista lateral.

Anexo P. Disposición de las borneras en las cajas espejo tanto para los ATR’s como

para la fase de repuesto.

Anexo Q. Esquema del puente de conexión para 230 kV.

Anexo R. Esquema del puente de conexión para 115 kV.


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZxiv

LISTA DE SIGLAS

ATR: Autotransformador.

BCT: Buje del transformador de corriente.

CND: Centro Nacional de Despacho.

CREG: Comisión reguladora de energía y gas.

IDA: Índice de disponibilidad del activo.

ISA: Interconexión Eléctrica S.A.

kV: Kilovoltios.

kVA: Kilovoltamperios.

MIDA: Meta de índice de disponibilidad del activo.

MVA: Megavoltamperios.

PCSA: Porcentaje de compensación semanal del activo.

STN: Sistema de Transmisión Nacional.

STR: Sistema de Transmisión Regional.

S/E: Subestación.

TRF: Transformador.

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética.


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZxv

RESUMEN

El objetivo del presente trabajo es diseñar un procedimiento operativo para el cambio

manual de una fase fallada por la de repuesto, sin que ésta sufra desplazamiento físico de su

sitio de ubicación en la subestación, permitiendo mantener fuera de servicio el menor

tiempo posible cualquier banco de la subestación utilizando el ATR de repuesto

Para desarrollar el diseño de transferencia manual, se realizó un trabajo de campo en la

subestación, donde se encontró que era necesario realizar una unificación en las señales de

control, fuerza y corrientes de los autotransformadores –ATR- puesto que estos son de

diferentes fabricantes incluyendo el de repuesto.

Se estudió una adecuación del pórtico occidental, para crear en éste dos barrajes auxiliares

de potencia o alta tensión tanto para 230 kV como para 115 kV, realizando un inventario de

los materiales a utilizar, a su vez se visualizaron rutas a seguir en el patio de la subestación

para los cables de control, fuerza y corrientes para el momento de realizar la transferencia.

Para la adecuación de la parte de la delta de compensación y el neutro entre la fase de

repuesto y las otras dos fases del banco de ATR fallado, se estableció que ésta se haría

desconectando físicamente la delta existente del banco fallado y conectando el nivel de

tensión de 13.8 kV del ATR de repuesto con los de las otras dos fases sanas del banco

cerrando así la delta de compensación y el neutro entre estas tres fases, las cuales

temporalmente formarán un banco (éste procedimiento es válido para una fase que falle en

cualquiera de los cuatro bancos de autotransformadores existentes en la subestación Torca

230 kV).


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZxvi

Se establecieron alternativas de solución de cualquier fase fallada por la de repuesto, con

base en la información recopilada, el plan de manejo actual del reemplazo y la

configuración de la subestación, identificando además los beneficios económicos y de

tiempo de la transferencia, que se pueden obtener con la implantación de éste proyecto.

La adecuación final tanto de las señales de control y potencia, como de los barrajes

auxiliares en el pórtico a utilizar, generó diferentes etapas de implementación en la

subestación:

§ El diseño de la transferencia permitió unificar las señales de control, fuerza y

corrientes de los ATR, tomando como base las señales del ATR de repuesto.

§ Teniendo en cuenta la disposición actual de las fases de los ATR’s instalados, y las

rutas previamente establecidas para los cables de control y potencia, se propone un

lugar para ubicar los cables de potencia en el patio.

§ Se adecuaron los diferentes pasos de conexión y desconexión de la fase de repuesto

para el momento de su utilización con sus tablas de cableado respectivas.

Dentro de los varios beneficios que ofrece la implantación de éste proyecto en la

subestación, el mayor de ellos es la reducción del tiempo empleado para afrontar el

reemplazo de una fase fallada (de las 12 existentes en la subestación) por la de repuesto,

puesto que actualmente el tiempo empleado es de 168 horas1 y con la implementación de la

trasferencia manual éste será de 15 horas, lo cual fortalece la confiabilidad y disponibilidad

de los equipos, mejorando notablemente el plan de reemplazo actual pues éste contempla la

necesidad de desplazar la fase de repuesto desde su ubicación actual en la subestación hasta

el sitio de la fase fallada y el propuesto no.

El beneficio económico que ofrece éste proyecto es de gran importancia, ya que no se

tendrán que hacer grandes adecuaciones de infraestructura en la subestación lo cual

1 Datos extraídos del plan de contingencia actual de la subestación.


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZxvii

representa un menor costo en la inversión pues este diseño fue basado en la configuración

actual de la misma.

Ésta transferencia manual es una alternativa técnica para atender fallas severas en un ATR,

logrando con esto disminuir el tiempo de indisponibilidad del activo y evitar penalizaciones

derivadas del ambiente regulado por la Comisión Reguladora de Energía y Gas–CREG-, lo

cual afectaría directamente los ingresos de la empresa.


LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ1

INTRODUCCIÓN

La electricidad es indispensable en nuestra vida diaria, por lo tanto, la interrupción del

suministro de energía eléctrica es uno de los asuntos más críticos para la industria. Las

empresas que producen, transportan y distribuyen la energía eléctrica deben asegurar que la

probabilidad de ocurrencia de interrupción sea mínima, es por ello que los equipos que

intervienen en la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica deben estar

diseñados y manufacturados con precisión, así mismo es necesario un adecuado

mantenimiento e inspección de dichos equipos.

Uno de los componentes críticos en la cadena de suministro de energía eléctrica es el

autotransformador –ATR- ó transformador –TRF-, siendo éstos los equipos que requieren

más cuidado comparativamente que otros de su género o nivel de tensión. El grado de

mantenimiento e inspección necesarios para el TRF o ATR depende de su capacidad, de la

importancia de una demanda no atendida, del lugar de su instalación en el sistema, del

ambiente circundante y de las condiciones de operación. En este orden de ideas, podríamos

asegurar que la criticidad de una subestación es proporcional a la cantidad de ATR o TRF

que contenga.

Es así, como una de las subestaciones más importantes de la frontera entre el Sistema de

Transmisión Nacional –STN- y el Sistema de Transmisión Regional –STR-, en la zona

centro del país, es la subestación Torca 230/115 kV. Esta subestación se ubica

estratégicamente en la red, transformando aproximadamente el 20% de la energía que

consume la capital de la República, a través de sus 4 ATR’s. Además, su cercanía con las

Plantas Generadoras de Guavio y Chivor, la constituye como punto fundamental para

atender la demanda de energía e interconectar el anillo de 230 kV que cubre Bogotá.



Interconexión Eléctrica S.A –ISA-, concentra la operación y mantenimiento de los 4 bancos

de ATR’s de la subestación Torca 230 kV, para garantizar que estos cumplan con los

criterios de calidad y confiabilidad del servicio y manteniendo un equilibrio de costo con el

beneficio.

Para los ATR’s, al igual que para otros equipos del STN, el correcto mantenimiento

aumenta la confiabilidad y la vida útil, sin embargo, la probabilidad de una falla severa

siempre existirá. Es por ello que un adecuado plan de contingencia que considere una falla

muy severa en una de las fases del ATR sumado a la tenencia de una fase de repuesto

disponible en la subestación, permitirá disminuir el impacto de la indisponibilidad de éste

sobre la demanda de energía eléctrica.

Se considera como falla severa en los ATR de la subestación, la salida de funcionamiento

de cualquiera de las fases de los bancos con un tiempo de indisponibilidad superior a 48

horas anuales establecidas por la CREG2. En la actualidad el tiempo que toma hacer el

reemplazo de una de las fases del sistema por la fase de repuesto existente en la

subestación, es aproximadamente 168 horas a doble turno con atención 24 horas continuas,

siendo un procedimiento demorado, el cual no garantiza la calidad y continuidad en la

prestación del servicio al usuario final, con lo cual tendríamos una indisponibilidad mínima

penalizada de 120 horas por encima de la meta de 48 horas establecidas actualmente por la

Comisión Reguladora de Energía y Gas –CREG-, afectando por ende los ingresos de la

empresa. Para éste cálculo se considera que todo lo dispuesto en el plan de contingencia

actual en la subestación (logística y gestión) esté disponible para afrontar la falla. La

solución actual implica el desplazamiento físico de la fase de repuesto desde el sitio donde

ésta se encuentra, hasta el sitio donde está la fase a reemplazar, utilizando una grúa de 60

toneladas y una cama baja las cuales no son muy frecuentes en el mercado, además de tener

en cuenta todas las adecuaciones que hay que emprender, como son los trabajos de

2Definición de límite de tiempo mantenimiento mayor. Resolución CREG 061/2000, actualización CREG011/2002



preparación, traslado, desmontaje de la fase fallada, montaje de la fase de repuesto, pruebas

y puesta en servicio.

Puesto que las resoluciones de calidad del servicio de energía expedidas por la CREG son

cada vez más exigentes con todos los agentes y especialmente con los transportadores, en el

sentido de tratar de reducir cada año las metas de indisponibilidad de las activos de

conexión, como lo son en nuestro caso los autotransformadores, los cuales tienen una meta

de indisponibilidad total anual de 48 horas y después de éste periodo se debe pagar una

compensación por 52 semanas; nace la necesidad de determinar una alternativa diferente,

que permita disminuir el tiempo de indisponibilidad, siendo un proceso seguro, confiable,

sencillo y de pronta respuesta, ya que buena parte del tiempo empleado para el reemplazo

actualmente, lo consume el reposo que debe mantener una fase de un ATR luego de su

movimiento físico.

Por tal razón se planteó la necesidad de aplicar una alternativa diferente la cual se

constituye en el objetivo central de este proyecto de grado. Con el estudio que se muestra a

continuación se propone realizar un diseño totalmente manual, que permita el cambio de

una de las fases de los cuatro bancos de autotransformadores existentes en la subestación,

por el autotransformador de repuesto en el mínimo tiempo sin que éste último sufra

desplazamiento físico, manteniendo las condiciones del sistema, con el fin de obtener

mayores beneficios para la empresa.

El trabajo que se presenta a continuación inicia en su capítulo uno, con el planteamiento de

un objetivo general y sus correspondientes específicos; en el capítulo dos encontramos los

conceptos generales acerca de los autotrasformadores, su comparación con los

transformadores, sus conexiones, posibles fallas y protecciones.

En el capitulo tres, se hace una descripción de los equipos de patio de la subestación

dividida en tres partes, tales como, las bahías de ATR, bancos y el pórtico que los abarca,

así como también la descripción del ATR de repuesto y sus respectivas señales, la



configuración actual de la subestación y su situación actual ante el evento de una

contingencia.

En el capítulo cuatro es incluido el estudio para la adecuación del diseño de la

transferencia, las condiciones preliminares necesarias para ésta adecuación, la unificación

de las señales de control, fuerza, corrientes y potencia tomando como base el ATR de

repuesto, las consideraciones de espacio a tener en cuenta, los diferentes esquemas y

alternativas a evaluar tanto para la parte de control como para la parte de la adecuación del

pórtico que abarca los bancos, éste capítulo también incluye los criterios de decisión para la

escogencia del esquema a seguir con sus respectivas implicaciones, las medidas de

seguridad a tener en cuenta en el desarrollo de los trabajos y las respectivas pruebas a

realizar para la puesta en funcionamiento de la transferencia.

La parte económica en todo proyecto en fundamental, es por esto que en el capítulo cinco

encontramos el estudio económico para éste, los diferentes escenarios en los cuales se

analizó el comportamiento del proyecto, viendo también el costo total y beneficio del

mismo.

Finalmente el estudio propone unas conclusiones y recomendaciones para la aplicación del

“Diseño de transferencia manual de la fase de repuesto por cualquiera de las fases

existentes en la subestación Torca 230 kV”. La información complementaria sobre:

Diagrama unifilar de la subestación Torca 230 kV, cronograma de actividades en

contingencia, lista de materiales de las alternativas para la adecuación de los barrajes

auxiliares, lista de materiales del proyecto, resolución 011 de 2002, resolución 150

diciembre 27 de 2001, resolución 061 septiembre 12 de 2000, índice de disponibilidad

ajustada del activo (IDAA), rutas en patio de las señales de control y potencia de los

ATR’s, rutas en patio de la delta de compensación (13.8 kV) de los ATR’s, caja de espejo

para ATR, caja espejo para fase de repuesto, medidas de las cajas espejo y vista lateral,

disposición de las borneras en las cajas espejo tanto para los ATR’s como para la fase de

repuesto, se muestran en los anexos de éste trabajo.



1. OBJETIVOS

1.1. GENERAL

Diseñar el reemplazo de cualquiera de las 12 fases de los bancos de autotransformadores

existentes en la subestación Torca 230 kV, por la fase de repuesto sin que esta sufra

desplazamiento físico de su sitio de ubicación en la subestación y garantizando una

operación rápida, eficiente y confiable.

1.2. ESPECÍFICOS

q Realizar un esquema que permita mantener fuera de servicio el menor tiempo posible,

cualquier banco de la subestación utilizando el ATR de repuesto.

q Detallar la disposición de las fases a reemplazar y de la fase de repuesto con sus

respectivos pasos a seguir al momento del reemplazo según sea la marca de la fase

(Osaka ó Mitsubishi).

q Evaluar el estudio económico del proyecto.



2. TRANSFORMADORES DE POTENCIA

2.1. CONCEPTOS GENERALES.

Los transformadores son máquinas eléctricas sometidas con frecuencia durante su servicio

a fuertes solicitaciones eléctricas y mecánicas, con el fin de evitar, fallas o perturbaciones.

El principal cuidado debe dirigirse al aceite aislante y la temperatura, el grado de

mantenimiento e inspección necesarios para un transformador depende de su capacidad, de

la importancia de una alimentación sin interrupción, del lugar de la instalación en su

sistema, de la temperatura ambiente, del polvo, de la neblina y de las condiciones de

operación.

Constitución de un transformador:

Parte activa: está conformada por:

q Núcleo.

q Arrollamientos.

q Conmutador bajo carga o en vacío.

Parte exterior: está conformada por:

q Fundación.

q Cuba.

q Aisladores pasa tapas.

q Equipo de refrigeración.

q Aceite.

q Accesorios.



El equipo de refrigeración lo conforman en parte o en su totalidad los siguientes

componentes:

q Grupo de bombas para forzar la circulación del aceite incorporados directamente en el

circuito.

q Ventiladores conectados a un pequeño motor de 100 a 400 watios, generalmente

trifásico de inducción con envolvente de guarda para las aletas. Su funcionamiento

puede estar planeado por etapas de refrigeración.

q Radiadores o superficies de enfriamiento, fijado a la parte lateral externa de la cuba o

montados en su vecindad. Integran un bastidor en el cual se instalan los ventiladores.

q Armario de mando de los ventiladores, en el se localizan los circuitos de control: relés,

contactores, pulsadores de arranque y fusibles de protección.

2.1.2. Accesorios del transformador.

q Depósito de expansión o tanque conservador.

q Dispositivo de alivio de presión (rompible).

q Relé de presión súbita.

q Relé accionado por gases y aceite (Buchholz).

q Respiradero de deshidratación.

q Termómetros para temperatura de devanados y del aceite.

q Indicadores de nivel de aceite.

q Regulador de tensión bajo carga, conformado por el selector de tomas, mecanismo de

accionamiento y gabinete de mando.

2.1.3. Descripción de la función de los accesorios más importantes del transformador.

q Depósito de expansión o tanque conservador: Va colocado en la parte superior del

transformador y tiene suficiente capacidad para contener aceite de un volumen

equivalente al aceite del aislamiento que se expande o contrae debido al calor del

transformador en servicio, reduce la superficie de contacto entre el aceite y el aire y



evita que el aceite caliente del transformador entre en contacto directo con el aire para

así evitar el deterioro del aceite aislante.

q Depósito de alivio de presión o placa de expansión (rompible): Se encuentra situado en

el tubo de escape de la presión, el gas y el aceite expandidos, debido a una falla en el

interior se mueven rápidamente, a través, del tubo de escape de la presión, hacia la

placa de expansión y evitan el aumento de presión en el interior del tanque.

Generalmente se emplea una lámina de cobre delgada, de plástico o cristal como placa

de expansión en el tubo de escape de la presión.

q Relé de presión súbita: Son usados para fines similares que el relevador Buchholz y

funcionan detectando inmediatamente un aumento en la presión, debido a una falla en el

interior del transformador. Operan solo para fallas graves disparando el interruptor del

circuito.

q Relé accionado por gas y aceite (Buchholz): Está hecho para proteger el transformador

inmerso en aceite contra fallas internas, está fijado al tubo de conexión entre la caja del

transformador y el tanque conservador. Éste relé está compuesto por dos fases; la

primera es para fallas ligeras y la segunda para fallas serias.

q Termómetros para temperatura de devanados y del aceite: En vista de que la vida útil

del aceite dieléctrico es función de la temperatura y que la temperatura máxima

permitida para el aceite es de 90°C en el caso de que esté con contacto con el aire y

95°C en caso de que no esté en contacto con el aire, cuando la temperatura ambiente es

de 40°C es necesario verificar continuamente las temperaturas del aceite y devanados.

q Termómetros de Alcohol y de Mercurio: Se usan recientemente, pueden ser

reemplazados fácilmente sin tocar el aceite del transformador, van colocados en lugares

donde la temperatura del aceite es más elevada.



q Termómetro tipo reloj: Es un tipo de medidor con un bulbo que contiene un líquido

especial o mercurio sellado y se conecta con un tubo muy fino para mover la aguja por

expansión y contracción del líquido.

q Respiradero de deshidratación: su función es la eliminar la humedad y el polvo del aire

que entra al transformador resultante de la fluctuación de la temperatura del aceite, está

instalado entre el paso del aire del transformador y la atmósfera. Está formado por un

depósito con un agente deshidratante y aceite, y partes metálicas de soporte y fijación.

Se usa gelatina de silicio como agente deshidratante, generalmente está teñida de azul

con cloruro de cobalto y cuando la absorción de humedad llega a un 30 o 40% el color

cambia de azul a rosa; en este caso se debe cambiar la gelatina de silicio o secarla para

usarla nuevamente. La absorción de la humedad por la silicia gel ocurre gradualmente

desde el fondo hacia arriba.

q Indicadores de nivel de aceite: Es importante verificar que no hayan fugas de aceite en

el transformador, existen para esto los indicadores de nivel de aceite: El medidor está

colocado afuera del tanque conservador y es de construcción simple, muestra el nivel

de aceite directamente, viéndolo desde el exterior.

2.2. ESTUDIO COMPARATIVO CON EL TRANSFORMADOR.

Para hacer el estudio comparativo entre transformadores y autotransformadores,

estableciendo las conveniencias del empleo de uno u otro, se comenzará por considerar la

prestación de un mismo servicio con dos unidades, una de cada tipo.

2.2.1. Corriente de excitación.

La corriente de excitación tiene menos importancia cuando el transformador funciona como

autotransformador que cuando lo hace como transformador de dos circuitos. Si las

tensiones de los devanados tienen sus valores nominales a carga nula, el flujo en el núcleo

tiene su valor nominal y los ampere – espira totales en vacío son los mismos tanto si el



transformador está conectado como autotransformador como si lo está como transformador

ordinario de dos circuitos. La corriente de excitación varía inversamente con el número de

espiras por las que circula la corriente de excitación. Como las tensiones nominales son

proporcionales a los números de espiras, los volt – ampere de excitación a la tensión normal

son los mismos tanto si el transformador está conectado como autotransformador como si

lo está como transformador ordinario de dos circuitos.

Esta relación es aplicable a un transformador dado conectado como autotransformador o

como transformador de dos circuitos. Es sólo aproximadamente la razón de la corriente de

excitación de un autotransformador a la de un transformador de dos circuitos diferentes,

pero de igual valor nominal, ya que el porcentaje de la corriente de excitación en los

diseños normales varía algo con el tamaño. El despreciar la corriente de excitación en un

transformador ordinario de dos circuitos suele introducir un error pequeño, excepto en el

análisis de problemas relacionados directamente con los fenómenos de excitación,

especialmente de aquellos en los que interviene el comportamiento de los armónicos.

Como, por lo general, la corriente de excitación de un autotransformador es muy débil, el

despreciarla introduce un error aún menor.

2.2.2. Transformadores trifásicos.

Tres transformadores monofásicos iguales pueden conectarse de tal manera que tres

devanados en delta, a determinado voltaje nominal, y tres devanados en “y”, de otro voltaje

nominal, formen un transformador trifásico. Se dice que tal transformador está conectado

en Y-∆ o en ∆-Y. Las otras conexiones posibles son Y-Y y ∆-∆. Si cada uno de los

transformadores monofásicos tienen tres devanados (primario, secundario y terciario), se

pueden conectar dos conjuntos en Y y uno en ∆. O dos pueden estar en ∆ y uno en Y. En

lugar de usar tres transformadores monofásicos idénticos, es más usual una unidad trifásica

que tiene las tres fases sobre la misma estructura de acero. La teoría es la misma para los

transformadores trifásicos y para el banco trifásico de transformadores monofásicos. La

ventaja de la unidad trifásica es que se requiere de menos acero para formar el núcleo y, por



tanto, es más económica y ocupa menos espacio que tres unidades monofásicas. Por otro

lado, tres unidades monofásicas tienen la ventaja de que, en caso de falla, se reemplaza solo

una unidad del banco trifásico en vez de perder todo el banco. Si una falla ocurre en un

banco ∆-∆ que se compone de tres unidades separadas, se puede remover uno de los

transformadores monofásicos y los dos restante todavía pueden operar como un

transformador trifásico a kVA reducidos. Tal conexión se llama delta abierta.

2.3. APLICACIONES DE AUTOTRANSFORMADORES.

A pesar de las innegables ventajas del autotranformador sobre el transformador, su campo

de aplicación es limitado debido, sobre todo, a la circunstancia de que una parte de los

arrollamientos de alta y baja tensión son comunes. En estas condiciones, la puesta a tierra

de un conductor en la red de alta tensión puede provocar una tensión peligrosa respecto a

tierra en dos de las fases de la red de baja tensión.

2.3.1. Principio del autotransformador monofásico.

Sea el transformador monofásico de la figura 1a, en el cual se tiene:

U1 = tensión primaria

U2 = tensión secundaria

n1 = número de espiras del primario

n2 = número de espiras del secundario

Figura 1. a) Deducción del autotransformador, b) Autotransformador resultante

a partir de un transformador



Las flechas indican el sentido positivo de las fuerzas electromotrices primaria E1 y

secundaria E2, en fase, inducidas en el primario y en el secundario por el flujo magnético

común. Si se unen dos puntos homólogos, por ejemplo B y D de la figura 1a, los puntos

unidos estarán constantemente al mismo potencial; teniéndose sobre el arrollamiento de

mayor tensión, otro punto C' cuya tensión coincidirá, con la tensión del terminal libre C del

arrollamiento de baja tensión: por consiguiente, pueden unirse también los puntos C y C'

sin ningún inconveniente y sin modificar esencialmente las condiciones electromagnéticas

del conjunto.

Por lo tanto, es posible suprimir el arrollamiento CD de la figura, quedando la disposición

expresada en la figura 1b que es denominada autotransformador.

2.3.2. Ventajas e inconvenientes del autotransformador monofásico.

Una ventaja muy interesante de los autotransformadores frente a los transformadores de

parecidas características es que el flujo de dispersión; es decir, el flujo que no concatena a

ambos arrollamientos, es casi nulo debido a que los dos arollamientos están reunidos en

uno solo y el flujo es común a ambos. Al ser el flujo de dispersión muy pequeño, la caída

de tensión por reactancia también lo será, lo que implica que la regulación de tensión será

fácil de realizar.

Frente a todas las ventajas citadas, el mayor inconveniente que limita las aplicaciones del

autotransformador es que los circuitos primario y secundario están eléctricamente unidos.

Suponiendo un autotransformador de elevada relación de transformación; si se produce un

cortocircuito a tierra en el arrollamiento de alta tensión y el arrollamiento de baja tensión

no dispone de suficiente protección, la tensión respecto a tierra de este arrollamiento puede

resultar inadmisiblemente elevada.

Un autotransformador tiene las siguientes ventajas sobre un transformador de las mismas

características:



1.- Menor tamaño.

2.- Menor costo.

3.- Mejor rendimiento.

4.- Menor corriente magnetizante.

5.- Mejor Factor de Potencia.

6.- Mejor regulación de tensión.

y, por el contrario, los siguientes inconvenientes:

1.- Conexión eléctrica directa entre los circuitos de alta y baja tensión. (no existe

protección)

2.- Más elevadas corrientes de cortocircuito.



3. DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE PATIO RELACIONADOS CON LOS

ATR’s

La descripción de los equipos de patio está dividida en tres partes: bahías de ATR, bancos y

pórtico a utilizar.

3.1. BANCOS DE TRANSFORMADORES.

En la subestación Torca 230 kV, existen cuatro (4) bancos de transformadores compuestos

cada uno por tres (3) autotransformadores monofásicos, los cuales a su vez son de

diferentes marcas así:

q Banco 1 y 2: Marca Mitsubishi.

q Banco 3 y 4: Marca Osaka.

A continuación se describe en detalle su ubicación, la potencia, tensión, grupo de conexión

y modo de refrigeración de los transformadores. Los bancos de ATR Mitsubishi 1 y 2 se

describen en el cuadro 1; mientras que los bancos de ATR Osaka 3 y 4 serán descritos en el

cuadro 2.



Cuadro 1. Descripción de los Autotransformadores de los Bancos 1 y 2.

FABRICANTE MITSUBISHIUBICACIÓN SUBESTACIÓN TORCA 230 kV

POTENCIA 56 MVATENSIÓN 230/115/13.8 kV

FASES MONOFÁSICO

BANCO 1 BANCO 2

IMPEDANCIA A.T.- MT10 % (34.000 kVA) 10 % (34.000 kVA)

IMPEDANCIA A.T.- BT 9.4 % (12.000 kVA) 9.4 % (12.000 kVA)IMPEDANCIA M.T.- B.T 5 % (12.000 kVA ) 5 % (12.000 kVA )

CAPACIDAD DE ACEITE EN ELTANQUE

22800 lt

CAPACIDAD DE ACEITE EN ELCAMBIADOR

140 lt

PESO DE TRANSPORTE 45000 kgPESO ENSAMBLADO 66000 kg

ALTO(mm)

ANCHO(mm)

PROFUNDO(mm)DIMENSIONES SIN

ACCESORIOS3580 3170 5200

DIMENSIONES CONACCESORIOS

7610 5730 7920

TIPO DE REFRIGERACIÓN OA-FA-FOACONEXIÓN YN-YN-D

TAP’s 10L – N - 15R



Cuadro 2. Descripción de los Autotransformadores de los Bancos 3 y 4.

FABRICANTE OSAKAUBICACIÓN SUBESTACIÓN TORCA 230 kV

POTENCIA 56 MVATENSIÓN 230/115/13.8 kV

FASES MONOFÁSICOBANCO 3 BANCO 4

IMPEDANCIA A.T.- MT10 % (34.000 kVA) 10 % (34.000 kVA)

IMPEDANCIA A.T.- BT 7.4 % (12.000 kVA) 7.4 % (12.000 kVA)IMPEDANCIA M.T.- B.T 3.5 % (12.000 kVA) 3.5 % (12.000 kVA)


13700 lt


300 lt

PESO DE TRANSPORTE 40400 kg

PESO ENSAMBLADO 53000 kgALTO(mm)

ANCHO(mm)




7610 5730 7920

BANCO 3 BANCO 4TIPO DE REFRIGERACIÓN

OA-FA-FOA OA-FA-FA

CONEXIÓN YN-YN-DTAP’s 10L – N - 15R

Existe una fase de repuesto de marca Fuji, la cual es descrita en detalle en la cuadro 3, el

perfecto funcionamiento y adecuación del mismo es un punto clave para el desarrollo de

este proyecto.



Cuadro 3. Descripción del ATR de Repuesto

FABRICANTE FUJIUBICACIÓN SUBESTACIÓN TORCA 230 kVPOTENCIA 56 MVA

TENSIÓN 230/115/13.8 kVFASES MONOFÁSICO

IMPEDANCIA A.T.- E 26.47 % (34.000 kVA)IMPEDANCIA A.T.- BT 10.11 % (34.000 kVA )IMPEDANCIA M.T.- B.T 12.9 % (34.000 kVA )


13830 lt


170 lt

PESO DE TRANSPORTE 39800 kg

PESO ENSAMBLADO 52400 kgALTO(mm)

ANCHO(mm)




8050 5800 7200

En su caja de control, éste ATR tiene el siguiente número de circuitos repartidos así3:

§ Circuitos de fuerza 19 (Número de terminales)

§ Circuitos de control 38 (Número de terminales)

§ Circuitos de corriente 6 (Número de terminales)

§ Reservas 17 (Número de terminales)

§ TOTAL 80 (Número de terminales)

Éstos circuitos, se describen en el cuadro 4.

3 Manual del ATR de repuesto FUJI.



Cuadro 4. Circuitos Fase de Repuesto Fuji

3.2. PROTECCIONES Y CONTROL.

Los ATR’s de la subestación tienen ubicados en la sala de control, sus paneles de

protección y control para el constante monitoreo y control por parte del operador de esas

señales.

3.2.1. Panel de protección.

q Sala de control de 230 kV.

BANCO 1.

§ Protección diferencial autotransformadores fases A, B, C.

§ Unidades auxiliares de disparo y alarma: Buchholz primera etapa fases A, B, C,

sobrepresión cambiador fases A, B, C, temperatura devanado cuarta etapa fases

A, B, C.

N°1 RF1 SF1 TF1N°2 RF2 SF2 TF2N°3 RF3 SF3 TF3

VENTILADORES N°4 RF4 SF4 TF4N°5 RF5 SF5 TF5

LADO NEUTRO HV 1NS1,1NS2LADO TERCIARIO TS1

COOLLER CONTROL WT11, WT12ALARMA WT31

DEVANADOS DISPARO WT41INDICADORES TEMP. (WTI) WR11, WR12, WR13

DEVANADOS (Compensadores elem. Res.)

TOMA PARALAMPARA DE MANO

ALARMA K1DISPARO T1

INDICADOR BAJO NIVEL DE ACEITE LC1 LC2 LC3NIVEL ACEITE CAMBIADOR TOMAS QS1 QS2 QS3

SPACE HEATER SH1PRESURE RELIEF DEVICE FOR TRIP B11PRESURE RELIEF DEVICE FOR OLTC SB1

ALARM D11TRIP D21

DESCRIPCIÓN CONTACTOS

ALIMENTACIÓN

RELE BUCHHOLZ

BCT PARA

INDICADOR TEMPERATURA

DIAL TYPE THERMOMETER

(OTI) OR11, OR12, OR13 OR21, OR22, OR23

SH2

L12

TS22NS1, 2NS2

K2T2

WR21, WR22, WR23WT42WT32

WT21, WT22

D12D22

L11

B12SB2



§ Unidades auxiliares de alarma: Bajo nivel de aceite, alta temperatura Z-Z,

disparo Buchholz autotransformador Z- Z Buchholz primera etapa A, B, C, falla

tensión ventiladores, alarma Buchholz Z-Z, temperatura devanado tercera etapa

fases A, B, C, alta temperatura fases A, B, C, presión súbita fases A, B, C,

sobrepresión diafragma.

§ Relé de supervisión circuito de disparo.

§ Protección sobrecorriente devanado terciario fases A, B, C.

§ Protección de respaldo sobrecorriente fases con elemento instantáneo.

§ Protección sobrecorriente neutro autotransformador Z- Z.

§ Relé maestro de disparo con bloqueo.

§ Relé auxiliar movimiento cuchilla by pass.

§ Cierre disparo interruptor.

BANCO 2.




A, B, C.

§ Unidades auxiliares de alarma: Bajo nivel de aceite, alta temperatura Z Z,

disparo Buchholz autotransformador Z Z Buchholz primera etapa A, B, C, falla

tensión ventiladores, alarma Buchholz Z Z, temperatura devanado tercera etapa






§ Protección sobrecorriente neutro autotransformador Z Z.






BANCO 3.




A, B, C.

§ Unidades auxiliares de alarma: Bajo nivel de aceite alta temperatura Z Z,

disparo Buchholz autotransformador Z Z Buchholz primera etapa A, B, C, falla

tensión ventiladores, alarma Buchholz Z Z, temperatura devanado tercera etapa






§ Protección sobrecorriente neutro autotransformador Z Z.




BANCO 4.

§ Protección diferencial.


§ Protección sobrecorriente neutro autotransformador Z Z .

§ Protección de respaldo sobrecorriente de fases con elemento instantáneo.

§ Protección falla interruptor.

§ Relés auxiliares.





3.2.2. Panel de control.

BANCO 1.

§ Amperímetro fases A, B, C.

§ Tensión lado 230 kV.

§ MW.

§ MVA.

§ Temperatura devanado autotransformador fases A, B, C.

§ Anunciadores: Protección principal, falla cambiador de tomas, alarma Buchholz

autotransformador, falla en equipo de enfriamiento autotransformador, disparo

Buchholz autotransformador, falla tensión anunciador, falla circuito de respaldo,

alta temperatura del autotransformador, variación intempestiva presión aceite,

bajo nivel aceite cambiador de tomas, falla autotransformador Z Z.

BANCO 2.



§ MW.

§ MVA.









BANCO 3.



§ MW.

§ MVA.







BANCO 4.

§ Medidor multifuncional lado 115 y 230 kV.

§ Sistema de supervisión por PC.



3.3. BAHÍAS.

Cada bahía de la subestación, se identifica con su propia nomenclatura4 como se indica en

los cuadros 5, 6, 7, y 8, además de especificar la marca, principio de funcionamiento,

protecciones que se utilizan, etc., de los equipos que la conforman.

Cuadro 5. Descripción de la Bahía ATR 1

EQUIPO DE PATIOPT’s

DENOMINACIÓN MARCATIPO O PRINCIPIO DE

FUNCIONAMIENTORELACIÓNNOMINAL

TU GECFYU CAPACITIVO 132800/115-

66.4/115-66.4V

CT’s



TIABB

SWITCHGEARIMB 245 800/1

INTERRUPTORES

DENOMINACIÓN MARCA TIPO ACCIONAMIENTOTENSIONNOMINAL

INT. A190 ALSTHOM GL314 MECANICO 245KV

SECCIONADORES

DENOMINACIÓN MARCA TIPOTENSIONNOMINAL

TRIPOLAR CON CUCHILLA A197 LINEGEAR EHV 245KVSECC. A193 A194 A196 LINEGEAR EHV 245KV

PROTECCIONESNOMBRE TIPO MARCA PRINCIPIO O FUNCIÓN

RELE 25 SKD GEC VERIFICACION DESINCRONISMO

RELE 50BF RAICA ABB FALLA INTERRUPTORRELE 51 CDG61 GEC SOBRECORRIENTERELE 87 FAC34 GEC DIFERENCIAL

4 Esta información es tomada del plan de contingencia actual de la subestación.





DENOMINACIÓN MARCA TIPO O PRINCIPIO DEFUNCIONAMIENTO

RELACIÓNNOMINAL

TU GEC FYU CAPACITIVO 132800/115-66.4/115-66.4V

CT’sDENOMINACIÓN MARCA TIPO PRINCIPIO DE


TU ABBSWITCHGEA

R

IMB 245 800/1

INTERRUPTORESDENOMINACIÓN MARCA TIPO ACCIONAMIENTO TENSION

NOMINALINT. A210 ALSTHOM GL314 MECANICO 245KV

SECCIONADORESDENOIMNACIÓN MARCA TIPO TENSION NOMINALTRIPOLAR CONCUCHILLA A197

LINEGEAR EHV 245KV

SECC. A193 A194 A196 LINEGEAR EHV 245KV

DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓNDENOMINACIÓN MARCA TIPO TENSION NOMINAL

FP MITSUBISHI SSV 230KV

PROTECCIONESNOMBRE TIPO MARC

APRINCIPIO O FUNCIÓN

RELE 52TX-52CX VAA GEC AUXILIAR O Y CRELE 50BF RAICA ABB FALLA INTERRUPTOR

RELE 51 CDG GEC SOBRECORRIENTERELE 87T FAC34 GEC DIFERENCIALRELE 64 CAG12A GEC FALLA TIERRARELE 86 VAJX11BF GEC DISPARO CON BLOQUEORELE 74 SPER 1C1 ABB FALLA CIRCUITO DE DISPARO

RELE 50D CAG32A GEC SOBRECORRIENTE DELTARELE D6 VAA GEC BLOQUEO AL DISPARO CON 6 DE

RODANDO







TUMAGRINIGALILEO CPT245/4

230000:√3-115:/√3-115V

CT’s

DENOMINACIÓN MARCATIPO PRINCIPIO DEFUNCIONAMIENTO

RELACIÓNNOMINAL

TIABB

SWITCHGEARIMB 245 800/1

INTERRUPTORES


INT. A130MAGRINIGALILEO 245MHM30V NEUMATICO 245KV

SECCIONADORES


TRIPOLAR CON CUCHILLAA137 MAGRINI GALILEO MD100 245KV

SECC. A131 A133 A134 A136 MAGRINI GALILEO MD100 245KV

DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN


FP MEDIENSHA VSM-198KF 230KV



FP MITSUBISHI SSV 230KV


RELE 74 VAXSPEC GEC FALLA CIRCUITO DE DISPARORELE 50BF RAICA ABB FALLA INTERRUPTOR

RELE 51 CDG GEC SOBRECORRIENTERELE 87T FAC34 GEC DIFERENCIAL

PD2 VAT21BF GEC DISCREPANCIA DE POLORELE 86 VAJX11BF GEC DISPARO Y BLOQUEO

RELE 50D CAG32A GEC SOBRECORRIENTE DELTA





DENOMINACIÓN MARCA TIPO O PRINCIPIO DEFUNCIONAMIENTO

RELACIÓNNOMINAL

TUMAGRINIGALILEO CPT245/4 230000:√3-115:/√3-

115V

CT’s

DENOMINACIÓN MARCATIPO PRINCIPIO DEFUNCIONAMIENTO

RELACIÓNNOMINAL

TI ARTECHE CA245 800/1

INTERRUPTORES


INT. A220MAGRINIGALILEO 245MHM30V NEUMATICO 245KV

SECCIONADORES


TRIPOLAR CON CUCHILLAA227

LINEGEAR EHV 245KV

SECC. A222 A223 A224 A226 LINEGEAR EHV 245KV



FP MEDIENSHA VSM-198KF 230KV


RELE 21 SEL-321 SEL DISTANCIARELE 79 SEL-279H SEL RECIERRERELÉ 50 CAG GEC SOBRECORRIENTE

RELÉ 50/51 CDG31 GEC SOBRECORRIENTERELÉ 87 FAC34 GEC DIFERENCIAL



3.4. PÓRTICO.

El pórtico en la Subestación Torca 230 kV está en su costado occidental, tiene una altura

de 24.039 m y está dividido en dos secciones: una de longitud de 56 m abarcando los

bancos de ATR 1, 2 y 4 y otra para el banco de ATR 3, a la misma altura y con una

longitud de 28 m.

En la figura 2 se muestra el pórtico que abarca los bancos 1, 2, y 4, y en figura 3 se muestra

el pórtico que abarca el banco 3.

Figura 2. Pórtico que abarca los bancos 1, 2 y 4

Figura 3. Pórtico que abarca el banco 3.



3.5. CONFIGURACIÓN.

La configuración existente de la subestación Torca 230 kV es barraje seccionado

energizado y doble barra principal o transferencia, la número uno está seccionada y

funciona con el barraje número dos como reserva o transferencia. (Ver anexo A).

La subestación Torca tiene una capacidad de transformación de 672 MVA, con una relación

de transformación en kV de 230/115/13.8, con un nivel de corto circuito trifásico5 de 18.91

kA y monofásico de 17.34 kA, mediante doce unidades monofásicas repartidas en cuatro

bancos de ATR’s.

Cuadro 9. Característica principal de la Red de Transformación de la subestación Torca.

Capacidad detransformación

MVA

Relación detransformación

kV

Número deUnidades

672 230/115/13.8 12

3.6. SITUACIÓN ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN ANTE EL EVENTO DE

UNA CONTINGENCIA.

En la actualidad para afrontar una contingencia mayor, según el plan de contingencia

vigente, es necesario trasladar la fase de repuesto desde su sitio en la subestación hasta el

lugar donde se encuentra la fase fallada, previamente retirada. Las maniobras a seguir para

la ejecución de este trabajo tardan 168 horas en doble jornada con 24 horas de trabajo

continuo, para poner en funcionamiento el banco.

5 Sacado del Plan de Expansión 2001-2015, UPME. Pag. 174 Anexo E, Nivel de cortocircuto en las S/E.



4. ESTUDIO PARA EL DISEÑO

La necesidad de crear un diseño de transferencia manual adecuado a las exigencias y

necesidades requeridas para dar una buena disponibilidad y confiabilidad del activo de

conexión, que en éste caso son los ATR’s, hace buscar varias alternativas para la parte de

potencia y esquemas para la parte de control, fuerza y corrientes, que se acoplen a estas

exigencias, a la infraestructura existente en la subestación y a una viabilidad económica

adecuada.

Para esto es necesario resaltar los parámetros principales o criterios a tener en cuenta como

lo son: La alternativa y alternativa a seguir, el espacio disponible para las adecuaciones,

condiciones técnicas, el número de señales disponibles, etc; para el desarrollo del diseño de

una forma adecuada para poner a punto los equipos.

4.1. CONDICIONES PRELIMINARES NECESARIAS.

§ El ATR de repuesto deberá permanecer en su sitio armado e instalado, completo y

listo para ser conectado a la infraestructura de equipos de maniobra a 230, 115 y

13.8 kV prevista para éste.

§ El número de pares del cable multiconductor depende del número de señales del

ATR de repuesto y el calibre será el mismo que hay actualmente en las cajas de

control de los ATR’s.

§ Las señales de control y fuerza del ATR de repuesto son la base para lograr la

unificación de éstas señales con los otros ATR ( Mitsubishi y Osaka). Para lograr

dicha unificación, se toma como referencia el total de señales que tiene el ATR de



repuesto; logrando con esto, que en el momento de la transferencia el número de

señales de éste queden cubiertas.

4.2. UNIFICACIÓN DE LAS SEÑALES.

Para la identificación de las señales de control de los ATR se utiliza la información

consignada tanto en los manuales de cada marca como en los planos que se encuentran en

el laboratorio de protecciones de la subestación, confrontando ésta información

directamente en las cajas de control de los ATR’s. Con la información recolectada, se

adecuaron unos cuadros de las señales de control, fuerza y corrientes, para así poder

realizar la transferencia de manera rápida y confiable. En esos cuadros, se puede observar

las correspondencias entre las señales del ATR de repuesto FUJI vs. los ATR

MITSUBISHI y OSAKA, la descripción de la señal, su respectivo contacto y número de

plano, lo cual dio como resultado la unificación de las señales de control y potencia como

se muestra en los siguientes cuadros.



Cuadro 10. Cableado fase de repuesto Fuji vs. Osaka (fase A)

N°1 RF1 SF1 TF1N°2 RF2 SF2 TF2N°3 RF3 SF3 TF3

VENTILADORES N°4 RF4 SF4 TF4N°5 RF5 SF5 TF5

LADO NEUTRO HV 1NS1,1NS2LADO TERCIARIO TS1

COOLLER CONTROL WT11, WT12ALARMA WT31

DEVANADOS DISPARO WT41INDICADORES TEMP. (WTI) WR11, WR12, WR13

DEVANADOS (Compensadores elem. Res.)

TOMA PARALAMPARA DE MANO

ALARMA K1DISPARO T1

INDICADOR BAJO NIVEL DE ACEITE LC1 LC2 LC3NIVEL ACEITE CAMBIADOR TOMAS QS1 QS2 QS3

SPACE HEATER SH1

PRESURE RELIEF DEVICE FOR TRIP B11

PRESURE RELIEF DEVICE FOR OLTC SB1

ALARM D11TRIP D21

DESCRIPCIÓN CONTACTOS

ALIMENTACIÓN

RELE BUCHHOLZ

BCT PARA

INDICADOR TEMPERATURA

DIAL TYPE THERMOMETER

(OTI) OR11, OR12, OR13 OR21, OR22, OR23

SH2

L12

TS22NS1, 2NS2

K2T2

WR21, WR22, WR23

WT42WT32

WT21, WT22

D12D22

L11

B12

SB2



Cuadro 11. Cableado fase de repuesto Fuji vs. Osaka (fase B)

CONTACTOS CORRESPONDIENTE PLANOOSAKA FUJI OSAKA

FM1 2-109 RF1,SF1,TF12-1102-111 RF2,SF2,TF2

FM3 2-1122-113 RF3,SF3,TF32-114

FM2 2-1152-1162-117

FM4 2-1182-1192-120

NEUTRO X1(H0X0) 1NS1,1NS2NEUTRO X2(H0X0) 2NS1, 2NS2LADO LV X1(Y1) TS1LADO LV X2(Y1) TS2

26W1/65°C 2-122 WT11Empieza 1 etapa 2-175 WT12

26W2/75°C 2-122 WT21Empieza 2 etapa 2-175 WT2226W3/100°C 2-180 WT31

Alarma 2-181 WT32

26W4/110°C 2-182 WT41Disparo 2-183 WT42

BUCHHOLZ 96-1 2-172 K1PRIMERA ETAPA Alarma 2-173 K2

BUCHHOLZ 96-2 P T1SEGUNDA ETAPA Disparo 2-151 T2

BAJO NIVEL ACEITE 2-174 LC1LC2LC3

BAJO NIVEL ACEITE 2-176 QS1QS2QS3

PRESIÓN REPENTINA P B11DE ACEITE 2-150 B12

PRESIÓN SÚBITA DE 2-178 SB1ACEITE EN EL

CAMBIADOR DE TOMAS

96-Q 208-61

69P 208-492-179 SB2

AUTOTRANSFORMADOR 2-175

33Q/Sw213-19CAMBIADOR DE TOMAS 2-177

208-77

208-53

33Q/Tr 213-19

ALTA TEMP. EN LOS 208-69

DEVANADOS

208-57

SEÑALES DE OSAKA

MOTOR VENTILADORES

210-04

RF4,SF4.TF4

RF5,SF5,TF5

BCT203-05

INDICADOR TEMP.210-09DEVANADO



Cuadro 12. Cableado fase de repuesto Fuji vs. Osaka (fase C)

CONTACTOS CORRESPONDIENTE PLANOOSAKA FUJI OSAKA

FM1 3-109 RF1,SF1,TF13-1103-111 RF2,SF2,TF2

FM3 3-1123-113 RF3,SF3,TF33-114

FM2 3-1153-1163-117

FM4 3-1183-1193-120

NEUTRO X1(H0X0) 1NS1,1NS2NEUTRO X2(H0X0) 2NS1, 2NS2LADO LV X1(Y1) TS1LADO LV X2(Y1) TS2

26W1/65°C 3-122 WT11Empieza 1 etapa 3-175 WT12

26W2/75°C 3-122 WT21Empieza 2 etapa 3-175 WT2226W3/100°C 3-180 WT31

Alarma 3-181 WT32

26W4/110°C 3-182 WT41Disparo 3-183 WT42

BUCHHOLZ 96-1 3-172 K1PRIMERA ETAPA Alarma 3-173 K2

BUCHHOLZ 96-2 P T1SEGUNDA ETAPA Disparo 3-151 T2

BAJO NIVEL ACEITE 3-174 LC1LC2LC3

BAJO NIVEL ACEITE 3-176 QS1QS2QS3

PRESIÓN REPENTINA P B11DE ACEITE 3-150 B12

PRESIÓN SÚBITA DE 3-178 SB1ACEITE EN EL

CAMBIADOR DE TOMAS

96-Q 208-61

69P 208-493-179 SB2

AUTOTRANSFORMADOR 3-175

33Q/Sw213-19CAMBIADOR DE TOMAS 3-177

208-77

208-53

33Q/Tr 213-19

ALTA TEMP. EN LOS208-69

DEVANADOS

208-57

BCT203-05

INDICADOR TEMP.210-09DEVANADO

SEÑALES DE OSAKA

MOTOR VENTILADORES

210-04

RF4,SF4.TF4

RF5,SF5,TF5



Cuadro 13. Cableado fase de repuesto Fuji vs. Mitsubishi (fase A)

CONTACTOS CORRESPONDENCIA PLANOMITSUBISHI FUJI MITSUBISHI

Fr-1Fs-1Ft-1Fr-2Fs-2Ft-2Pr-1Ps-1Pt-1Pr-2Ps-2Pt-2

NEUTRO X1(H0X0) 1NS1,1NS2 116-05NEUTRO X2(H0X0) 2NS1, 2NS2 116-06LADO LV X1(Y1) TS1 116-07LADO LV X2(Y1) TS2 116-08

26D1/55°C 26D1 WT11Empieza 1 etapa 26D2 WT12


ALTA TEMP. EN LOS 26D3/80°C 26D5 WT31DEVANADOS Alarma 26D6 WT32

SOBRE TEMP. 26D4/90°C 26D7 WT41 132-27ACEITE Disparo 26D8 WT42 132-36

INDICADORES TEMP. Wg1-2 WR11, WR12, WR13DEVANADOS Wg2-2 WR21, WR22, WR23

ANUNCIACIÓN 96-1/X 96-1 K1BUCHHOLZ AUTOTRAFOS. Alarma 96-01 K2

BUCHHOLZ 96-2/X 96-2 T1SEGUNDA ETAPA Disparo 96-02 T2

BAJO NIVEL ACEITE 33Q1-1 LC1LC2LC3

BAJO NIVEL ACEITE 33Q1-1 QS1QS2QS3

VÁLVULA DE 96-D 96D1 B11SEGURIDAD DISPARO 96D2 B12

SOBREPRESIÓN 63Q1 SB1CAMBIADOR DE TOMAS 63Q3 SB2

SEÑALES DE MITSUBISHI

132-25

132-28

132-41

132-26

147-17

CAMBIADOR DE TOMAS

Wg 132-48

63Q/X

147-19

136-2233Q2-1

33Q1

138-02

138-03

ALIMENTACIÓN VENTILADORES

ALIMENTACIÓN BOMBAS ACEITE

138-07

138-06

AUTOTRANSFORMADOR 33Q1-2 33Q2-2

RF1,SF1,TF1

RF2,SF2,TF2

RF3,SF3,TF3

BCT

DISPOSITIVO TEMP.138-19

RF5,SF5,TF5

RF4,SF4.TF4

AUTOTRANSFORMADOR



Cuadro 14. Cableado fase de repuesto Fuji vs. Mitsubishi (fase B)


Fr-1Fs-1Ft-1Fr-2Fs-2Ft-2

Pr-1Ps-1Pt-1Pr-2Ps-2Pt-2















RF1,SF1,TF1138-02

RF2,SF2,TF2

138-03RF3,SF3,TF3


RF4,SF4.TF4 138-06

RF5,SF5,TF5 138-07

BCT

DISPOSITIVO TEMP.138-19AUTOTRANSFORMADOR

147-17

Wg 132-48

132-41

132-26

33Q1-2 147-19AUTOTRANSFORMADOR 33Q2-2

33Q1 136-22CAMBIADOR DE TOMAS 33Q2-1

132-28

63Q/X 132-25



Cuadro 15. Cableado fase de repuesto Fuji vs. Mitsubishi (fase C)


Fr-1Fs-1Ft-1Fr-2Fs-2Ft-2

Pr-1Ps-1Pt-1Pr-2Ps-2Pt-2















RF1,SF1,TF1138-02

RF2,SF2,TF2

138-03RF3,SF3,TF3


RF4,SF4.TF4 138-06

RF5,SF5,TF5 138-07

BCT

DISPOSITIVO TEMP.138-19AUTOTRANSFORMADOR

147-17

Wg 132-48

132-41

CAMBIADOR DE TOMAS 33Q2-1

132-26

33Q1-2 147-19AUTOTRANSFORMADOR 33Q2-2

132-28

63Q/X 132-25

33Q1 136-22



4.3. CONSIDERACIONES DE ESPACIO.

Para el buen desarrollo de la transferencia manual en la parte de control, fuerza y

corrientes, es necesario verificar el espacio físico existente en las cajas de control de los

ATR’s. Después de ver y analizar en el patio de la subestación, se notó que, los ATR marca

Mitsubishi en su parte de control, fuerza y correintes cuentan con dos cajas, las cuales

tienen exactamente el mismo número de borneras y señales como se muestra en la figura 4.

Para cerrar la delta en la parte de 13.8 kV, éstos ATR’s cuentan con un buen acceso a los

cables y aisladores que la conforman actualmente, así como también para la parte del

neutro, lo cual facilita las adecuaciones a realizar.

Figura 4. Espacio físico cajas de Control ATR Mitsubishi

En los ATR marca Osaka, se encontró que a diferencia de los anteriores, éstos sólo cuentan

con una sola caja de control, para cerrar la delta en la parte de 13.8 kV se tiene un buen

acceso a los cables y aisladores que la conforman actualmente, así como también la parte

del neutro el cual se muestra en la figura 5.



Figura 5. Ubicación del neutro en los bancos marca Osaka

Teniendo en cuenta que éste cambio sólo se da en eventos de contingencia, la parte del

cambiador de tomas (ó cambiador de tap’s) no será intervenida para el cambio, sino que,

los bancos de ATR mantendrán su posición actual de tap’s y en el evento que se requiera

manipulación alguna sobre ellos ésta será manual para el banco que en ese momento esté

sometido al cambio de la fase fallada.

4.4. ESQUEMAS DE CONTROL PROPUESTOS

A raíz de lo anterior, se planteó la necesidad de estudiar varios esquemas para la parte de

control, fuerza, corrientes y alternativas para la parte de potencia, los cuales se acomoden al

espacio y a la infraestructura existente en la subestación para poder ofrecer de forma fácil,

rápida y segura las operaciones necesarias para dicha transferencia manual.

Los esquemas que se proponen para la transferencia en la parte de control, fuerza y

corrientes son:



4.4.1. Esquema 1.

Este esquema consta de una caja móvil, la cual en su interior contará con una serie de

borneras de control, fuerza y corrientes disponibles, las cuales se adecuarán al momento de

la transferencia dependiendo de la marca de la fase fallada, ya sea Osaka o Mitsubishi;

contando en un costado de ella con dos conectores hembra para la salida de las señales

hacia la fase de repuesto, uno para las señales de Osaka y uno para las señales de

Mitsubishi. A su vez, en las cajas de control propias de los ATR’s se cambiarán las

borneras existentes por borneras seccionables y se adecuarán unos conectores hembra a un

costado de la caja, esto con el fin de facilitar una conexión ante el no retiro de la fase

fallada de su sitio.

La utilización de éste esquema se puede dar ante dos circunstancias:

a) Ante el NO retiro obligado de la fase fallada:

En cuyo caso se procederá de la siguiente forma:

Seccionar las borneras en la caja de control del ATR fallado, para que éste quede

aislado de esas señales.

Llevar las señales del ATR de repuesto a la caja de control del ATR fallado por

medio de un cable multiconductor, como se muestra en la figura 6.



Figura 6. Esquema 1 para la parte de control circunstancia a ( no retiro).

b) Ante el retiro obligado de la fase fallada:

En cuyo caso se procederá de la siguiente forma:

Llevar la caja móvil ubicada al pie del ATR de repuesto hasta la fase fallada.

Desconectar los cables de control, fuerza y corrientes del ATR fallado por su

parte inferior y conectarlos a la caja móvil.

Alambrar las borneras internas de la caja móvil, dependiendo de la marca de la

fase fallada.

Llevar las señales del ATR de repuesto a la caja de control del ATR fallado por

medio de un cable multiconductor, como se muestra en la figura 7.



Figura 7. Esquema 1 para la parte de control circunstancia b (retiro).

4.4.2. Esquema 2.

Consiste en la adecuación de una caja fija para cada fase en su parte de control, fuerza y

corrientes, denominada “caja espejo”6, en la cual se adecuarán unas borneras de tensión y

corriente y se utilizarán unos conectores hembra (ubicado en el exterior de la caja) y macho

(acoplado al cable multiconductor), los cuales llevarán las señales de control y fuerza entre

la fase fallada y la fase de repuesto por medio de dos cables multiconductores, uno para

control y el otro para corrientes.


a) Ante el retiro obligado de la fase fallada:

En cuyo caso se procederá de la siguiente forma: Las señales de control se conectarán a la

“caja espejo” y de allí se llevarán las señales hasta el ATR de repuesto por medio de los dos

cables multiconductores; como se muestra en la figura 8.

6 El nombre de caja espejo es dado por los autores de éste trabajo.



Figura 8. Esquema 2 de la parte de control circunstancia a (retiro).

b) Ante el NO retiro obligado de la fase fallada: Para este caso, el procedimiento a

seguir es el mismo al del modelo 1 caso a; como se muestra en la figura 9.

Figura 9. Esquema 2 de la parte de control circunstancia b (no retiro).



4.4.3. Esquema 3.

Consiste en una caja móvil, para todos las fases existentes en la subestación, con una base

para ser fijada o retirada en el sitio de la fase a reemplazar utilizando el muro que encierra

los bancos de ATR’s. Ésta caja estará adecuada a las señales del ATR de repuesto mediante

unas borneras ya alambradas en el interior de ésta caja móvil, a su vez tendrá tres

conectores hembra puestos en un costado de las caja, dos para las señales de control y

fuerza y uno para las señales de corrientes, los cuales recibirán las señales del ATR de

repuesto mediante un cable multiconductor y su respectivo conector macho. Cerca de la

caja de control del ATR de repuesto se ubicará una caja espejo, la cual estará conectada a

ésta y de donde saldrán las señales al ATR fallado.


a) Ante el retiro obligado de la fase fallada.

Figura 10. Esquema 3 de la parte de control circunstancia a (retiro).



b) Ante el NO retiro obligado de la fase fallada.

Figura 11. Esquema 3 de la parte de control circunstancia b (no retiro).

El número total de señales de control, fuerza y corrientes del ATR de repuesto son 63, 57

entre control y fuerza y seis de corrientes; las señales de control y fuerza irán en dos cables

multiconductores de 28 y 29 pares respectivamente, mientras que las señales de corrientes

irán en uno de seis pares.

Como un trabajo paralelo, para los tres (3) esquemas, se adecuará la parte de la delta de

compensación y el neutro entre la fase de repuesto y las otras dos fases del banco de ATR

fallado, desconectando físicamente de la delta existente del banco fallado y conectando el

nivel de tensión de 13.8 kV del ATR de repuesto con los de las otras dos fases sanas

cerrando así la delta de compensación entre estas tres fases, las cuales temporalmente

formaran un banco.

A la par de los trabajos de la parte de control en el ATR, se realizarán los trabajos de la

adecuación de la parte de potencia o alta tensión, es decir, la desconexión de las bajantes de

230 kV y 115 kV que alimentan al ATR en falla y la conexión de los puentes para alimentar

los barrajes auxiliares que se instalarán en el pórtico que se adecuará para la transferencia



con unos aisladores tipo horizontal situados a lado y lado de éste, tanto para la parte de 115

kV como para la de 230 kV, válido para los tres (3) esquemas anteriormente mencionados.

4.5. ALTERNATIVAS DE DISPOSICION FISICA PARA LA ADECUACIÓN DE

LOS BARRAJES AUXILIARES DE 230 Y 115 kV.

La disposición de los aisladores en el pórtico a utilizar es fundamental para la trasferencia,

pues las distancias eléctricas de seguridad fase-fase y fase-tierra se deben cumplir para el

buen funcionamiento de estos barrajes auxiliares y para la seguridad de la subestación.

Puesto que las distancias de seguridad de la subestación Torca 230 kV ya están definidas

desde su diseño y puesta en funcionamiento, solo queda mantenerlas, es por eso que en el

pórtico se adecuarán unos aisladores tipo poste para 115 kV como para 230 kV, con cable

1200, grapas para cable 1200, terminales tipo T y una base para sujetar los aisladores.

Éstos aisladores irán distribuidos a lo largo del pórtico en forma tal que, los de 115 kV

estén ubicados en el lado que da hacia ese nivel de tensión, y los de 230 kV en el lado

opuesto de los anteriores.

Los aisladores utilizados para el diseño tendrán una longitud de 1.92 m par 230 kV y 1.30

m para 115 kV, para mantener las distancias fase-tierra. Para las distancias fase-fase, los

aisladores estarán ubicados a una distancia de 2.40 m de la base de la punta de la torreta

para el lado de 230 kV y 1.60 m para 115 kV, como se muestra en el cuadro 16, logrando

con esto mantener las distancias eléctricas en la subestación.



Cuadro 16. Distancias eléctricas

BARRAJE FLEXIBLE

ENTRE BARRASRÍGIDAS SEGÚN IEC-71

(7)

DISTANCIAS DEOPERACIÓN

VOLTAJE DEOPERACIÓN

kV

BILkV FASE A FASE

Minimo Estandar

FASE A TIERRA

Minimo Estandar

DISTANCIAMÍNIMAFASE ATIERRA

DISTANCIAMÍNIMAFASE A

FASE

SOBREPISO

SOBRECARRE-TEABLE

15 110 0.32 0.64 0.18 0.26 0.185 0.309 3.35 6.0969 350 0.838 2.26 0.67 0.78 0.73 1.16 3.65 7.01115 550 1.60 2.53 1.27 1.30 1.28 2.06 4.26 7.92230 900 2.40 3.56 1.92 1.96 2.27 3.65 4.57 9.14230 1050 2.84 3.56 2.23 2.34 2.9 ---- 4.87 9.75

Fuente: Cuadro tomado según IEEE (Antiguo AIEE) ( SUBSTATION COMITTEE REPORT- 1/18/54) y

corregidos para una altura de 2650 m sobre el nivel del mar (1.3% por cada 100 m sobre 2000 m sobre el

nivel del mar).

La ubicación de la fase de repuesto en la subestación es fundamental para el modelamiento

de la transferencia como se muestra en la figura 12, donde también se puede observar en el

recuadro rojo su posición actual en la S/E.

Es así como nace la necesidad de crear algunas alternativas para su mejor utilización. En la

primera alternativa se aprovecha la cercanía del ATR de repuesto con tres postes ubicados a

un costado de éste, para en ellos adecuar unos aisladores tipo horizontal de 230 y 115 kV

que ayudarán en la ruta de los barrajes auxiliares hacia el banco tres el cual es el más

distante de la fase de repuesto, como se muestra en la figura 13.

7 Las distancias entre barras rígidas de la norma IEC-71 se corrigieron con un 3% por cada 305 m a partir de

1000m sobre el nivel del mar y para una altura de 2650 m.



Figura 12. Posición actual de la fase de repuesto en la subestación.

230kV

115kV



Figura 13. Disposición de los barrajes auxiliares (alternativa uno)

230 kV

115 kV

Fase deoperación para115 kV

Fase deoperación para230 kV



Como el vano que se genera para el nivel de tensión de 230 kV desde el ATR de repuesto

hasta el banco tres y el cual viene desde la parte del pórtico que abarca los bancos uno, dos

y cuatro, es muy largo, se adecuará un poste en la mitad del vano para partirlo y generar así

dos vanos cortos más fáciles de manejar y llegar hasta el banco tres; también se utilizará la

torre ubicada entre las dos partes del pórtico, para partir el vano generado entre estas dos

partes del pórtico, adecuando en él un aislador tipo horizontal para el nivel de tensión de

115 kV con el fin de extender el barraje auxiliar que viene desde la otra parte del pórtico

hasta el banco tres, como se ve en la figura 13.

Es recomendable que ATR de repuesto sea girado 90 grados de su posición original en la

subestación, esto con el fin de facilitar las conexiones de las bajantes de 230 y 115 kV que

lo alimentan en caso de falla, como se puede ver también en la figura 13.

Para la segunda alternativa, se mantendrá la utilización de los postes cercanos al ATR de

repuesto y éste girado 90 grados como se recomienda para extender el barraje auxiliar de

230 kV. Se utilizará la torre que está entre las dos partes del pórtico, con unos aisladores

tipo horizontal para extender los barrajes auxiliares hasta el banco tres, como se muestra en

la figura 14.

En la tercera alternativa, se mantendrá la utilización de los postes cercanos al ATR de

repuesto y éste girado 90 grados como se recomendó anteriormente. Se generará un solo

vano que va desde el ATR de repuesto en la parte de 230 kV hasta el pórtico del banco tres,

mientras que para 115 kV se utilizará la torre que está entre las dos partes del pórtico, con

su respectivo aislador tipo horizontal, como se muestra en la figura 15.

La lista de todos los materiales de las alternativas antes mencionados se pueden ver en el

anexo C.



Figura 14. Disposición de los barrajes auxiliares (alternativa dos)

230kV

115 kV

Fase deoperación 115kV

Fase de operación230 kV



Figura 15. Disposición de los barrajes auxiliares (alternativa tres)

230kV

115kV

Fase deoperación 115kV

Fase de operación230 kV



4.6. CRITERIOS DE DECISIÓN

Como lo que se pretende con la transferencia manual, es que sea un procedimiento rápido,

eficiente y confiable, la escogencia del esquema y la alternativa a seguir para lograr lo

anterior, está regida por los siguientes factores:

§ Económico

§ Facilidad y viabilidad técnica

§ Confiabilidad y eficiencia

§ Rapidez para efectuar la transferencia



5. DISEÑO ESCOGIDO PARA LA TRANSFERENCIA

Después de analizar los esquemas y alternativas descritas, y teniendo en cuenta los criterios

de decisión, la alternativa escogida para la parte de potencia es la número dos y el modelo

para la parte de control, fuerza y corrientes que mejor se aproxima a estos criterios es el

modelo tres.

Como requisitos previos a las adecuaciones a realizar para el buen funcionamiento del

diseño escogido, se tendrá el cambio físico de las borneras existentes de control, fuerza y

corrientes de las cajas de control originales de los ATR´s de la subestación, por unas

borneras seccionables de iguales características, de igual manera se instalarán tres

conectores hembra a un costado de éstas cajas, dos para las señales de control y fuerza y

uno para las señales de corrientes previamente referidas a las señales del ATR de repuesto,

(pues estas no pueden ir por el mismo cable multiconductor) y empalmadas a los conectores

hembra, como se muestra en el anexo L.

Una vez cumplido con lo anterior, el diseño está facultado para actuar bajo dos situaciones,

las cuales son:

§ Ante el no retiro de la fase fallada de su sitio en la subestación ó,

§ Ante el retiro obligado de la fase fallada de su sitio en la subestación.



5.1 ANTE EL NO RETIRO DE LA FASE FALLADA DE SU SITIO DE LA

SUBESTACIÓN.

En esta primera situación, una vez se presenta una falla en una fase de cualquier banco de la

subestación, se seccionarán las borneras en la caja de control de la fase fallada con el fin de

poder aislar éstas señales del ATR. Ocurrido esto, las señales quedarán referidas a los

conectores hembra que recibe las señales que se traen del ATR de repuesto por medio de un

cable multiconductor con su respectivo conector macho.

Estas señales salen de una “caja espejo” la cual esta ubicada debajo de la caja de control

original del ATR de repuesto y directamente conectada a ésta; acondicionada con el mismo

número de señales y borneras que la caja original del ATR de repuesto y con sus

respectivos conectores hembra a un costado de ella para control, fuerza y corrientes; listos y

alambrados a las borneras para que de ellos se conecten los cables multiconductores que

llevan las señales desde éste hasta el ATR fallado que las requiera, como se muestra en la

figura 16.

Figura 16. Esquema de control ante el no retiro de la fase fallada.



Una vez realizadas las conexiones entre la fase de repuesto y el ATR fallado, las señales del

ATR de repuesto llegarán a la sala de control para ser monitoreadas por medio del cableado

ya existente entre el ATR fallado y la sala de control de la subestación, como se muestra en

la figura 17. El enlace de las señales que provienen del ATR de repuesto y el cableado

existente de la fase fallada, es posible gracias a los conectores instalados en la caja de

control del ATR fallado los cuales reciben las señales del ATR de repuesto. En la sala de

control se indicaran debidamente en los tableros de control y protecciones del ATR fallado,

que las señales que allí se monitorean corresponden al ATR de repuesto.

Figura 17. Ubicación típica de una fase fallada, fase de repuesto y sala de control en la

subestación.

A la par de los trabajos en la parte de control, se realizan los trabajos de la adecuación en la

parte de potencia o alta tensión, es decir, la desconexión de las bajantes de 230 kV y 115

kV que alimentan al ATR en falla y la conexión de los puentes para alimentar los barajes

auxiliares instalados en el pórtico que se adecuó para la transferencia desde las líneas de

230 y 115 kV que alimentan al ATR que ha fallado, como se muestra en la figura 18.



Como un trabajo paralelo, se adecua la parte de la delta de compensación y el neutro entre

la fase de repuesto y las otras dos fases del banco fallado (ver anexo J), desconectando

físicamente la delta existente del banco fallado y conectando el nivel de tensión de 13.8 kV

del ATR de repuesto con los de las otras dos fases sanas cerrando así la delta de

compensación entre estas tres fases, como se muestra en la figura 19, las cuales

temporalmente formaran un banco. Todas estas actividades contemplan una duración de

aproximadamente cuatro horas si el personal requerido se encuentra en la subestación ó de

seis horas si no.

Figura 18. Sitio de ubicación típica de las bajantes a desconectar y puentes a conectar en

230 kV y 115 kV.



Figura 19. Esquema típico de conexión delta de compensación (13.8 kV).



5.2 ANTE EL RETIRO OBLIGADO DE LA FASE FALLADA DE SU SITIO EN LA

SUBESTACIÓN.

Para ésta segunda situación se tendrá una caja móvil para todas las 12 fases existentes en la

subestación, con una base para ser fijada en el sitio de la fase a reemplazar utilizando el

muro que encierra los bancos de ATR’s, como se muestra en la figura 20.

Figura 20. Muro que encierra el banco.

La caja móvil estará siempre adecuada a las señales del ATR de repuesto mediante unas

borneras ya alambradas en su interior y tres conectores hembra ya puestos y conectados a

las borneras a un costado de la caja, como se muestra en la figura 21, los cuales recibirán

las señales del ATR de repuesto mediante los cables multiconductores y sus respectivos

conectores machos que salen de la “caja espejo” ubicada debajo de la caja de control

original del ATR de repuesto. Las señales de control, fuerza y corrientes que alimentan al

ATR en falla por medio de su caja de control serán desconectadas de ésta por su parte de

abajo para ser conectadas a la caja móvil también por la parte de abajo, para así poder llevar

las señales del ATR de repuesto hasta la sala de control por medio de estos cables, como se

muestra en la figura 22.



Figura 21. Entrada típica de los multiconductores a la caja espejo.

Figura 22. Esquema típico de control ante el retiro de la fase fallada.

Disposición de lasborneras en la caja



En éste esquema, el cambiador de tomas no tendrá una caja para la transferencia, puesto

que no intervendrá en ella; solamente se adecuarán unas borneras cerca de éste, en el evento

que se tenga que desplazar la fase fallada de su puesto original, para no tener los cables

sueltos en el sitio, por tal razón el cambiador de tomas del ATR de repuesto siempre estará

en la misma posición de tap’s que tenga la fase que éste entre a reemplazar.

A la par de los trabajos de la parte de control, se realizan los trabajos de la adecuación de la

parte de potencia o alta tensión, es decir, la desconexión de las bajantes de 230 kV y 115

kV que alimentan al ATR en falla y la conexión de los puentes para alimentar los barrajes

auxiliares que se instalarán en el pórtico que se adecuará para la transferencia8 desde las

líneas de 230 y 115 kV que alimentan al ATR que ha fallado.

Como un trabajo paralelo, se adecuará la parte de la delta de compensación y el neutro

entre la fase de repuesto y las otras dos fases del banco de ATR fallado, desconectando

físicamente de la delta existente del banco fallado y conectando el nivel de tensión de 13.8

kV del ATR de repuesto con los de las otras dos fases sanas cerrando así la delta de

compensación entre estas tres fases, las cuales temporalmente formaran un banco. Todas

estas actividades contemplarán una duración de aproximadamente 15 horas si el personal

requerido se encuentra en la subestación ó de 17 horas si no.

5.3. MEDIDAS DE SEGURIDAD.

La seguridad es un aspecto muy importante a tener en cuenta en los trabajos con niveles de

tensión peligrosos, es por eso que antes de intervenir el ATR fallado y el ATR de repuesto,

se deben tener las respectivas medidas de seguridad para preservar la seguridad del equipo

de trabajo en la subestación, los cuales van a intervenir los equipos así:

Elementos de señalización en la subestación:

8 Como se muestra en el numeral 4.5



ü Demarcar la zona de trabajo con cintas de seguridad donde se ejecutarán los

trabajos.

ü Colocar avisos de equipo en consignación en el tablero de control de la

subestación.

ü Colocar avisos de equipo en consignación en el patio de la subestación.

Elementos de protección adicionales.

ü Usar equipo de verificación de ausencia de tensión.

ü Colocar tierras portátiles entre equipos a intervenir.

ü Grúa aterrizada.

ü Utilizar grúa con canastilla.

ü Usar equipo para derrame de hidrocarburos.

Elementos de protección personal

ü Portar los elementos de seguridad personal: Casco, botas, guantes, herramientas

aisladas eléctricamente, etc.

ü Vehículo disponible en el sitio de trabajos.

ü Usar equipo para trabajo en altura sobre el piso.

ü Utilizar arnés.

ü Botiquín de primeros auxilios disponible en sitio de trabajos.

ü Usar equipos de línea de vida.

Elementos de verificación.

ü Usar planos de protección y control actualizados.

ü Usar diagramas esquemáticos actualizados.

ü Evitar uso de accesorios y herramientas en los bolsillos de la camisa.

ü Verificar corte visible en patio de la subestación.

ü Transportar elementos conductivos paralelo al piso.

ü Verificar distancias mínimas.

ü Confirmar con otra empresa el inicio y fin de los trabajos.

ü Limpiar y eliminar humedad de la pértiga de aislamiento.

ü Cortocircuitar circuitos de corriente y aislar circuitos de tensión.

ü Reunión previa de planeación para la ejecución de los trabajos.



ü Coordinar con CSM Identificar en forma previa el equipo a intervenir.

ü Confirmar con otro empresa la ausencia de tensión.

ü Revisar peineta de pruebas.

ü En caso de disparo del circuito, establecer contacto con el jefe de trabajos antes

de energizar.

5.4. PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DEL ATR DE REPUESTO.

Las pruebas pertinentes que se le deberán efectuar a la fase de repuesto, son necesarias y

primordiales para el buen desempeño y funcionamiento de éste con las fases a interactuar.

Las pruebas son las siguientes:

§ Realizar los ajustes necesarios para el correcto funcionamiento de las protecciones y

el cambiador de tomas.

§ Pruebas de control, protecciones mecánicas y eléctricas.

§ Relación de transformación.

§ Prueba de corriente de excitación.

§ Prueba de resistencia óhmica de los devanados.

§ Prueba de factor de potencia en los bujes.

§ Prueba de factor de potencia del ATR.

§ Prueba de rigidez dieléctrica del aceite.

§ Prueba de resistencia de aislamiento.

§ Pruebas físico-químicas del aceite.

§ Pruebas de los cables de control y protección.

Para su puesta en servicio, es necesario lo siguiente;

§ Conectar las bajantes de 230 y 115 kV de ésta fase a los barrajes auxiliares.

§ Cerrar la delta en la parte de 13.8 kV y el neutro con las otras dos fases del banco.



§ Energizar.

Concluidas todas las pruebas para la puesta en servicio del ATR de repuesto y su respectiva

energización, se debe hacer un seguimiento del comportamiento mecánico atendiendo todos

los sonidos anormales y haciendo pruebas de aceite cada 48 horas durante los ocho días

posteriores a su puesta en funcionamiento.



6. VIABILIDAD ECONOMICA

Es bien sabido que para la realización de cualquier proyecto, la viabilidad económica que

éste tenga es de vital importancia, y más, si ayuda a los intereses económicos de una

empresa.

Con base en lo anterior y teniendo en cuenta que la indisponibilidad de un activo de

conexión, le representaría a una empresa unas multas significativas si ésta se pasa de ciertas

horas al año por dicha indisponibilidad como reza en la Resolución CREG 061 del 12 de

septiembre de 2000, referente a las normas de calidad aplicables a los Servicios de

Transporte de Energía Eléctrica en el STN y de Conexión al STN, como parte del

Reglamento de Operación del SIN, y partiendo de la base de la disponibilidad total de los

activos en su 100 %, se realizó una viabilidad económica (basado en la resolución antes

mencionada), en el cual se generaron cuatro escenarios con diferentes eventos para ver el

comportamiento del Índice de Disponibilidad del Activo –IDA- frente a las Metas del

Índice de Disponibilidad Ajustada – MIDA- y el Porcentaje de Compensación Semanal del

Activo –PCSA-; con el fin de tener una idea de la cuantía que llegaría a pagar la empresa

por dicha indisponibilidad, teniendo en cuenta que las Metas de horas anuales acumuladas

de indisponibilidad contempladas por la CREG son de 48 horas (99.45%) para activos de

conexión (ver anexo G ).

Los eventos se analizaron en un horizonte de 52 semanas (8760 horas) como lo señala la

resolución. Para efectos del estudio se compararon los tiempos que toma hacer el cambio de

la fase fallada por la fase de repuesto según el plan de contingencia actual y el diseño

propuesto ante el retiro obligado de la fase fallada, cuyas duraciones son de 168 horas y 15

horas respectivamente.



La simulación calcula los pagos a partir de la fecha de inicio y fin del período, tomando

como referencia los datos, fechas y duraciones de los eventos de la indisponibilidad. Éste

cálculo efectúa la simulación 52 veces proporcionando el valor del PCSA para las semanas

futuras, hasta que en la simulación 52, la fecha inicial de simulación es igual a la fecha final

de la primera simulación, como se muestra en la figura 23.

Figura 23. Planteamiento gráfico de los escenarios

Los escenarios están ordenados desde el más crítico al menos crítico9, manteniendo fijas las

fechas de inicio y finalización de las 52 semanas en cada uno de los escenarios, las cuales

fueron tomadas a la zar, pero teniendo en cuenta que la fecha final obligatoriamente es un

sábado como lo estipula la resolución. Éstas fechas están fijadas como se muestra en la

tabla 1.

Tabla 1. Fechas de inicio y finalización de las 52 semanas de análisis

FECHA INICIAL 19/10/01

FECHA FINAL 19/10/02

9 Se considera el escenario más crítico, aquel por el cual la empresa tiene que pagar más por laindisponibilidad del activo y viceversa.



6.1. PRIMER ESCENARIO.

En éste escenario se generaron tres eventos, dos de los cuales ocurren la misma semana

diferentes días y el otro ocurre la semana inmediatamente después, con duraciones de

indisponibilidad diferentes.

La tabla 2 muestra la fecha y hora de ocurrencia del evento, su fecha de finalización, las

horas acumuladas de indisponibilidad del activo y la duración del mismo, tanto para las 168

horas actuales como para las 15 horas propuestas.

Tabla 2. Eventos del primer escenario

EventoFecha inicial del

evento: FE i

Fecha final del

evento con el

modelo propuesto:

FE f

Fecha final del

evento con el

modelo actual: FE f

Duración [H]

para cálculo

con el modelo

actual

Duración [H]

para cálculo

con el modelo

propuesto

181 28

1 26/10/02 0:00 26/10/02 26/10/02 10 10

2 28/10/02 0:00 28/10/02 4/11/02 168 15

3 8/11/02 0:00 8/11/02 8/11/02 3 3

En la tabla podemos observar que, con las 168 horas que actualmente se toman para hacer

el cambio más las duraciones de los demás eventos el total de horas de indisponibilidad es

de 181 horas, superando notoriamente en 133 horas a las propuestas en la resolución, las

cuales son de 48 horas anuales para activos de conexión; mientras que con las 15 horas que

se proponen en el diseño, solamente dan un total de 28 horas de indisponibilidad, con lo

cual se ofrece además un margen de 20 horas por debajo de la meta regulada expuesta por

la CREG.

En la tabla 3 se muestra el porcentaje de compensación semanal del activo (en pesos) que

tendría que pagar la empresa por la indisponibilidad del mismo tanto para las 168 horas

actuales como para las 15 horas propuestas.



Tabla 3. Porcentaje de compensación semanal del activo, primer escenario

Máximo PCSA10 con 168

horasMáximo PCSA con 15 horas Diferencia

$ 90,081,356.60 $ 0 $ 90.081.356,60

Vemos que la diferencia en pesos entre las dos duraciones, representaría un ahorro

significativo para la empresa con la implementación del proyecto. Éste ahorro se daría

gracias a que el total de la indisponibilidad del activo es menor con el modelo propuesto, a

lo que plantea la CREG en su resolución.

En la gráfica 1 se muestra el comportamiento del IDA vs. el MIDA tanto para el plan actual

como para el propuesto en el espacio de las 52 semanas analizadas para éste escenario y en

la gráfica 2 se ve el comportamiento del porcentaje de compensación semanal del activo si

el IDA < MIDA ajustado para los dos planes.

10 Este valor, fue calculado por medio de una corrida en Excel utilizando las fórmulas dadas en la resoluciónCREG 061 de 12 de Septiembre de 2000. Válida esta forma para todos los escenarios.



96.5

97

97.5

98

98.5

99

99.5

100

100.5

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

semanas

valo

res

del M

IDA

IDA con el plan actual MIDA Ajustado IDA con el plan propuesto

Gráfica 1. Comportamiento del IDA vs. el MIDA primer escenario



0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

semanas

valo

res

del

PC

SA

PCSA con el plan propuesto PCSA con el plan actual

Gráfica 2. Comparación del PCSA actual vs. el propuesto si el IDA < MIDA primer

escenario.



6.2. SEGUNDO ESCENARIO.

En éste escenario se generaron tres eventos, dos de los cuales ocurren la misma semana

diferentes días y el otro una semana antes, con duraciones de indisponibilidad diferentes.

En la tabla 4 se muestra la fecha y hora de ocurrencia del evento, su fecha de finalización,

las horas acumuladas de indisponibilidad del activo y la duración del mismo, tanto para las

168 horas actuales como para las 15 horas propuestas.

Tabla 4. Eventos del segundo escenario


evento: FE i

Fecha final del

evento con el

modelo propuesto:

FE f

Fecha final del

evento con el

modelo actual:

FE f

Duración [H]

para cálculo

con el modelo

actual

Duración [H]

para cálculo

con el modelo

propuesto

181 28

1 26/10/02 0:00 26/10/02 26/10/02 10 10

2 21/11/02 0:00 21/11/02 28/11/02 168 15

3 29/11/02 0:00 29/11/02 29/11/02 3 3

En la tabla podemos observar que, con las 168 horas que se toman para hacer el cambio

actualmente más las duraciones de los demás eventos el total de horas de indisponibilidad

es de 181 horas, superando las propuestas en la resolución las cuales son de 48 horas para

activos de conexión, mientras que las 15 horas que se proponen en el modelo solamente dan

un total de 28 horas, con lo cual se ofrece además un margen de 20 horas por debajo de la

meta regulada expuesta por la CREG.

La tabla 5 se muestra el porcentaje de compensación semanal del activo (en pesos) que





Tabla 5. Porcentaje de compensación semanal del activo, segundo escenario

Máximo PCSA con 168 horas Máximo PCSA con 15 horas Diferencia

$57,867,492.10 $0 $57,867,492.10

Vemos la diferencia en pesos entre las dos duraciones, la cual representa un ahorro

significativo para la empresa una vez implementado el proyecto. Éste ahorro se da, gracias

a que el total de la indisponibilidad del activo es menor con el modelo propuesto, a lo que

plantea la CREG en su resolución.

En la gráfica 3 se muestra el comportamiento del IDA vs el MIDA tanto para el plan actual

como PATRA el plan propuesto en el espacio de las 52 semanas analizadas para éste

escenario y en la gráfica 4 se ve el comportamiento del porcentaje de compensación

semanal del activo si el IDA < MIDA ajustado para los dos planes.



96.5

97

97.5

98

98.5

99

99.5

100

100.5

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

semanas

valo

res

del

MID

A

IDA con el plan propuesto IDA con el plan actual MIDAAjustado

Gráfica 3. Comportamiento del IDA vs. el MIDA segundo escenario



0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

18.00

20.00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

semanas

valo

res

del

PC

SA

PCSA con el plan actual PCSA con el plan propuesto

Gráfica 4. Comportamiento del PCSA actual vs. el propuesto si el IDA < MIDA segundo

escenario.

6.3. TERCER ESCENARIO.

En éste escenario se generaron tres eventos, uno de los cuales ocurre una semana antes que

los otros dos, todos con duraciones de indisponibilidad diferentes.

En la tabla 6 se muestra la fecha y hora de ocurrencia del evento, su fecha de finalización,

las horas acumuladas de indisponibilidad del activo y la duración del mismo, tanto para las

168 horas actuales como para las 15 horas propuestas.



Tabla 6. Eventos del tercer escenario


evento: FE i

Fecha final del evento

con el modelo

propuesto: FE f

Fecha final del

evento con el

modelo actual: FE f

Duración [H]

para cálculo

con el modelo

actual

Duración [H]

para cálculo

con el modelo

propuesto

181 28

1 26/10/02 0:00 26/10/02 26/10/02 10 10

2 8/11/02 0:00 15/11/02 8/11/02 168 15

3 23/11/02 0:00 23/11/02 23/11/02 3 3

En la tabla podemos ver que, con las 168 horas que se toman para hacer el cambio

actualmente más las duraciones de los demás eventos; el total de horas de indisponibilidad

es de 181 horas, superando las propuestas en la resolución las cuales son de 48 horas para

activos de conexión, mientras que las 15 horas que se proponen en el modelo, solamente da

un total de 28 horas, con lo cual se ofrece además un margen de 20 horas por debajo de la

meta regulada expuesta por la CREG.

La tabla 7 se muestra el porcentaje de compensación semanal del activo (en pesos) que



Tabla 7. Porcentaje de compensación semanal del activo, tercer escenario

Máximo PCSA con 168 horas Máximo PCSA con 15 horas Diferencia

$ 32,864,338.61 $ 0 $ 32,864,338.61

Vemos la diferencia en pesos entre las dos duraciones, la cual representa un ahorro

significativo para la empresa una vez implementado el proyecto. Éste ahorro se da, gracias

a que el total de la indisponibilidad es menor con el modelo propuesto, a lo que plantea la

CREG en su resolución.



96.5

97

97.5

98

98.5

99

99.5

100

100.5

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

semanas

valo

res

del

MID

A

IDA con el plan propuesto MIDAAjustado

IDA con el plan actual

En la gráfica 5 se puede observar el comportamiento del IDA vs. el MIDA tanto para el

plan actual como para el plan propuesto en el espacio de las 52 semanas analizadas para

éste escenario y en la gráfica 6 se ve el comportamiento del porcentaje de compensación

semanal del activo si el IDA < MIDA ajustado para los don planes.

Gráfica 5. Comportamiento del IDA vs el MIDA tercer escenario



0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

semanas

valo

res

del

PC

SA


Gráfica 6. Comportamiento del PCSA actual vs. el propuesto si el IDA < MIDA tercer

escenario.

A medida que los eventos ocurren más distanciados uno del otro, la criticidad de la

penalización por la indisponibilidad del activo será menor, como se muestra en el siguiente

escenario:

6.4. CUARTO ESCENARIO.

En éste escenario se generaron tres eventos, los cuales ocurren en semanas distanciadas,

con duraciones de indisponibilidad diferentes.



La tabla 8 se muestra la fecha y hora de ocurrencia del evento, su fecha de finalización, las

horas acumuladas de indisponibilidad del activo y la duración del mismo, tanto para las 168

horas actuales como para las 15 horas propuestas.

Tabla 8. Eventos del cuarto escenario

EventoFecha de inicio del

evento: FE i

Fecha final del

evento plan

actual: FE f

Fecha final del

evento plan

propuesto: FE f

Duración [H]

para cálculo con

el plan actual

Duración [H]

para cálculo

con el plan

propuesto

181 28

1 26/10/02 0:00 26/10/02 26/10/02 10 10

2 15/11/02 0:00 22/11/02 15/11/02 168 15

3 30/12/02 0:00 30/12/02 30/12/02 3 3

En la tabla podemos observar que, con las 168 horas que actualmente se toman para hacer

el cambio más las duraciones de los demás eventos el total de horas de indisponibilidad es

de 181 horas, superando notoriamente las propuestas en la resolución las cuales son de 48

horas para activos de conexión mientras que las 15 horas que se proponen en el modelo

propuestas solamente dan un total de 28 horas, con lo cual se ofrece además un margen de

20 horas por debajo de la meta regulada expuesta por la CREG.

La tabla 9 muestra el porcentaje de compensación semanal del activo (en pesos) que tendría

que pagar la empresa por la indisponibilidad del mismo tanto para las 168 horas actuales

como para las 15 horas propuestas.

Tabla 9. Porcentaje de compensación semanal del activo, cuarto escenario

PCSA con 72 horas PCSA con 15 horas Diferencia

$ 6,670,446.06 $ 0 $ 6,670,446.06



96.5

97

97.5

98

98.5

99

99.5

100

100.5

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

semanas

valo

ras

del

MID

A

IDA con el plan actual IDA con al plan propuesto MIDAAjustado

Vemos que la diferencia en pesos entre las dos duraciones representa un ahorro para la

empresa una vez implementado el proyecto, aunque este ahorro ya nos es tan grande como

en los escenarios anteriores, si muy significativo para la empresa y se da gracias a que el

total de la indisponibilidad con el modelo propuesto es menor a lo que plantea la CREG en

su resolución.

En la gráfica 7 se ve el comportamiento del IDA vs el MIDA tanto para el plan actual como

para el plan propuesto en el espacio de las 52 semanas analizadas para éste escenario y, en

la gráfica 8 se observa el comportamiento del porcentaje de compensación semanal del

activo si el IDA < MIDA ajustado para las dos situaciones.

Gráfica 7. Comportamiento del IDA vs el MIDA cuarto escenario.



0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

semanas

valo

res

del

PC

SA


Gráfica 8. Comportamiento del PCSA actual vs. el propuesto si el IDA < MIDA cuarto

escenario.

6.5. COSTO DEL PROYECTO

El proyecto tiene un costo estimado de setenta millones de pesos ($ 60.000.000,oo) como

se muestra en la tabla 10, para los cuatro bancos en la subestación, lo cual representa una

inversión de $5.000.000,oo por cada una de las fases, siendo éste el valor aproximadamente

el 0.30% del valor de reposición de la fase fallada, teniendo en cuenta que cada fase

existente en la subestación Torca 230 kV, puede llegar a costar en su estado actual

$1.500.000.000,oo; dando un total de $ 18.000.000.000,oo por los cuatro bancos.



Tabla 10. Lista de materiales del proyecto y costo.

MATERIALES CANTIDAD PRECIO

Control y fuerza 1377 $13.700.000,ooBornerasSeccionables Corrientes 100 $1.200.000,oo

hembra 45Conectoresmacho 6

$9.996.000,oo

Control - fuerza 2 de 100 m $3.828.000,ooCablemulticonductor

para Corrientes 1 de 100 m $1.102.000,oo

Cable 500 MCM, 15 kA más terminales3M 1 de 100 m $4.899.600,oo

Cable para el neutro 1 de 100 m $5.982.300,ooMarquillas 2000 $150.000,ooSujetadores 1000 $80.000,oo

230 kV 12 $6.200.000,ooAisladores post -line115 kV 10 $5.800.000,oo

Cable 1200 para barraje 1 de 600 m $3.600.000,ooGrapas para cable 1200 22 $88.000,oo

Bases para sujetar aisladores 22 $132.000,ooTerminales tipo T 4 $16.000,oo

Carretes en madera 3 $600.000,ooCajas en cold rolled 40x40x20 3 $1.500.000,oo

TOTAL $58.873.900,oo



7. CONCLUSIONES

§ El mayor beneficio del proyecto está en la reducción del tiempo empleado para

afrontar el reemplazo de una fase fallada por la de repuesto. Esto permite mejorar el

tiempo de atención propuesto hasta ahora en el estudio interno de ISA, el cual propone

como tiempo 168 horas de trabajo continuo en tres frentes para atender una falla de este

tipo.

§ La disminución del tiempo de atención de la falla, fortalece la confiabilidad y

disponibilidad de los equipos, ya que el plan de reemplazo actual contempla la necesidad

de desplazar la fase de repuesto desde su ubicación actual hasta el sitio de falla.

§ El plan de acción propuesto contempla pasar de 168 horas, que actualmente se gasta

en realizar el reemplazo de una fase fallada por la fase de repuesto, a 15 horas para la

utilización del ATR de repuesto para el mismo fin.

§ Otro beneficio obtenido es el económico, ya que no se tendrán que hacer grandes

adecuaciones en la subestación pues este diseño fue basado en la configuración actual de

la misma logrando con esto no invertir en mayores adecuaciones y su vez la reducción

lograda en el tiempo de ejecución bajará considerablemente los pagos por la

indisponibilidad del activo.

§ Los costos del proyecto se deben a la inversión de $60.000.000 para ejecutar el plan

propuesto, con este plan se garantiza el mínimo costo en equipos y mano de obra.



§ Esta trasferencia manual es una alternativa técnica para atender fallas severas en un

ATR, logrando con esto disminuir las metas de indisponibilidad del activo y evitar

penalizaciones derivadas del ambiente regulado por la CREG.

§ Basados en la Resolución CREG 061 del 2002, la cual estipula que hay una

disposición para activos de conexión de 48 horas anuales; vemos que, el plan propuesto

proporciona un margen de 33 horas por debajo de lo establecido en la resolución,

mientras que el plan actual supera a la resolución en 120 horas, partiendo del 100% de la

disponibilidad del activo.

§ El análisis del comportamiento de la delta entre la fase de repuesto y los bancos

existentes en la subestación muestra que no hay inconvenientes en la conexión de los

devanados terciarios para las condiciones analizadas, es decir, las tres fases a igual

distancia y la fase de repuesto alejada, desde el punto de vista de desbalances

significativos de las corrientes de secuencia cero circulantes por la delta y la

soportabilidad por transitorios de tensión de las fases que conforman el banco ATR4,

siempre y cuando se conecten los devanados en delta con al menos un pararrayos en uno

de los terminales de cada fase.

§ Se detalló la disposición de las fases a reemplazar y de la fase de repuesto en la

subestación con sus respectivos pasos a seguir según sea la marca de la fase.

§ Se escogió el esquema más viable para la adecuación del pórtico a utilizar teniendo

en cuenta los aspectos: Económico, factibilidad y viabilidad técnica, confiabilidad,

eficiencia y rapidez para efectuar la transferencia.



8. RECOMENDACIONES

§ Si por algún caso se tienen que realizar maniobras sobre los cambiadores de “taps”

del banco en falla y de la fase de repuesto, éstos tendrán que hacerse manualmente

en patio con las respectivas acciones que se toman para estos casos.

§ Enrollar el cable de control y potencia en un carrete cerca de la fase de repuesto, lo

mismo para el cable de la delta y el neutro listos para ser utilizados.

§ En caso de que la fase a reemplazar sea la de los bancos 1 ó 2, el cable utilizado

para cerrar la delta deberá ser completamente desenrollado de su carrete para evitar

que se genere un campo magnético alto, poniendo en riesgo la seguridad del

personal y de los equipos de la subestación.

§ Al momento de efectuar la transferencia, es necesario seguir todas las medidas de

seguridad previstas para la manipulación del equipo de patio.

§ Antes de entrar a energizar las conexiones realizadas entre la fase de repuesto y el

banco en falla, es necesario que el ingeniero a cargo se cerciore del trabajo

efectuado y realice las pruebas de rigor necesarias para la puesta en funcionamiento.

§ Se debe prever la facilidad de apertura de los circuitos correspondientes a

dispositivos de protección propios del autotransformador en falla para aislarlos en

caso de sacarlo de servicio.



§ El autotransformador de repuesto deberá permanecer en su sitio armado e instalado,

completo y listo para ser conectado a la infraestructura de equipos de maniobra a

230, 115 y 13.8 kV prevista para éste, además tendrá listo y adecuado los puntos

fijos de conexión en la caja de control para ser utilizados en las conexiones de la

fase a reemplazar.

§ Instalar un extintor adecuado cerca al ATR de repuesto, pues ésta no cuenta con un

sistema contra incendios.

§ Se recomienda marcar los cables multiconductores de control y potencia utilizados

para la transferencia así:

CONECTOR CABLE DESCRPCIÓN

A A’ Control 28 pares

B B’ Control 29 pares

C C’ Corrientes 6 pares



BIBLIOGRAFÍA

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Bogotá. 2001.

STAFF, E.E. Circuitos magnéticos y transformadores. Massachussets. Ed. Reverté, 1982.

STEVENSON. William D. Análisis de sistemas de potencia. Estados Unidos De América.

Ed. McGraw-Hill, 1996.

UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA. UPME. Plan de expansión de

referencia – generación – transmisión 2001-2015. Bogotá, 2001.



Referencias de Internet

Amphenol. www.amphenol.com.co Conectores rectangulares.

Base de datos. www.metabase.net Confiabilidad en Sistemas de Potencia.

Componentes eléctricos. www.electrocomponentes.com Borneras seccionables de control y

potencia.

Interconexión Eléctrica S.A. www.isa.com.co Lineamientos Generales.

Interconexión Eléctrica S.A. www.isa.com.co Transmisión de Energía Eléctrica.



ANEXOS



ANEXO A. DIAGRAMA UNIFILAR SUBESTACIÓN TORCA 230 kV.



ANEXO B. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES EN CONTINGENCIA

ACTIVIDADES PREVIAS A LA TRANSFERENCIA CON DESPLAZAMIENTOOBLIGADO DE LA FASE FALLADA

ATENCIÓN AL AUTOTRANSFORMADOR FALLADO

ACTIVIDAD SI NO

Colocar las cuchillas de puesta a tierra y tierras portátiles en 230 y 115 kV en la

fase fallada y verificar ausencia de tensión.

Desconectar la alimentación de AC y DC.

Desactivar el sistema contra incendio.

Desconectar las bajantes de alimentación de 230 y 115 kV de la fase fallada.

Desconexión de los bujes de: Alta, media y baja tensión, tierra y neutro.

Vaciado del aceite.

Desmonte de partes como: Pararrayos con su respectivas bases, buje de 230 y

115 kV, tanque conservador, radiadores, buitron.

Montaje de flanches en el ATR y en el tanque conservador.

Desconectar las señales de control, fuerza y corrientes de la caja de control del

ATR.

Llenado de nitrógeno a presión de 0.2 bares.

Desconectar tubería del sistema contra incendio.

TRANSPORTE

Verificar la presión de la cuba se mantenga en 0.2 bares para evitar lapenetración de humedad dentro de esta.

Se debe desplazar el ATR fallado utilizando la grúa contratada por fuera de lospasillos de acceso a los bancos de transformación.

Verificar las condiciones mecánicas de los transportes así como también elestado físico de los conductores.



CONTINUACIÓN ANEXO B

ATENCIÓN AL AUTOTRANSFORMADOR DE REPUESTO

ACTIVIDAD SI NO

Verificar la vigencia de las ultimas pruebas realizadas al ATR.

Verificar las instalaciones eléctricas necesarias para energizar los equipos

requeridos.

Colocar las cuchillas de puesta a tierra y tierras portátiles en 230 y 115 kV y

verificar ausencia de tensión.

ACTIVIDADES DURANTE LA TRANSFERENCIA.

ACTIVIDAD SI NO

Conectar las bajantes de alimentación de 230 y 115 kV desde los barrajes

auxiliares correspondientes hasta el ATR de repuesto.

Conectar los bujes de: Alta, media y baja tensión, tierra y neutro del ATR de

repuesto con las fases sanas del banco de ATR fallado.

Conectar los puentes de alimentación de los barrajes auxiliares de 230 y 115 kV.

Conectar las señales de control, fuerza y corrientes del ATR fallado a la caja

espejo correspondiente, según sea la marca.

Conectar las señales de control, fuerza y corrientes del ATR de repuesto a la

caja espejo de la fase fallada por medio de los cables multiconductores

respectivos.

Colocar los tap’s de ATR de repuesto en el mismo paso de la fase a reemplazar.

Verificar conexiones y procedimientos.

Energizar y realizar las pruebas necesarias en patio y sala de control para

supervisión.




ACTIVIDADES PREVIAS A LA TRANSFERENCIA SIN DESPLAZAMIENTOOBLIGADO DE LA FASE FALLADA

ATENCIÓN AL AUTOTRANSFORMADOR FALLADO

ACTIVIDAD SI NO

Colocar las cuchillas de puesta a tierra y tierras portátiles en 230 y 115 kV en la

fase fallada y verificar ausencia de tensión.

Desconectar la alimentación de AC y DC.

Desconectar las bajantes de alimentación de 230 y 115 kV de la fase fallada.

Desconexión de los bujes de: Alta, media y baja tensión, tierra y neutro.

Seccionar las señales de control, fuerza y corrientes de la caja de control del

ATR.

ATENCIÓN AL AUTOTRANSFORMADOR DE REPUESTO

ACTIVIDAD SI NO

Verificar la vigencia de las ultimas pruebas realizadas al ATR.

Verificar las instalaciones eléctricas necesarias para energizar los equipos

requeridos.

Colocar las cuchillas de puesta a tierra y tierras portátiles en 230 y 115 kV y

verificar ausencia de tensión.




ACTIVIDADES DURANTE LA TRANSFERENCIA.

ACTIVIDAD SI NO

Conectar las bajantes de alimentación de 230 y 115 kV desde los barrajes

auxiliares correspondientes hasta el ATR de repuesto.

Conectar los bujes de: Alta, media y baja tensión, tierra y neutro del ATR de

repuesto con las fases sanas del banco de ATR fallado.

Conectar los puentes de alimentación de los barrajes auxiliares de 230 y 115 kV.

Conectar las señales de control, fuerza y corrientes del ATR de repuesto a la

caja de control de la fase fallada, por medio de los cables multiconductores

respectivos.

Colocar los tap’s de ATR de repuesto en el mismo paso de la fase a reemplazar.

Verificar conexiones y procedimientos.

Energizar y realizar las pruebas necesarias en patio y sala de control para

supervisión.



ANEXO C. LISTA DE MATERIALES DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA

ADECUACIÓN DE LOS BARRAJES AUXILIARES

ALTERNATIVAMATERIALES 1 2 3

230 kV 12 12 11Aisladores Post-line

para 115 kV 10 10 10

Cable 1200 para barrajes 600 m 600 m 600 m

Grapas para cable 1200 22 22 21

Terminales tipo T 4 4 4

Base para sujetar los aisladores 22 22 21

Poste en concreto 1 - -

Pararrayos para 230 kV 1 1 1

Pararrayos para 115 kV 1 1 1



ANEXO D. LISTA DE MATERIALES DEL PROYECTO Y COSTO.

MATERIALES CANTIDAD PRECIO

Control y fuerza 1377 $13.700.000,ooBornerasSeccionables Corrientes 100 $1.200.000,oo

hembra 45Conectoresmacho 6

$9.996.000,oo

Control - fuerza 2 de 100 m $3.828.000,ooCablemulticonductor

para Corrientes 1 de 100 m $1.102.000,oo

Cable 500 MCM, 15 kA más terminales3M

1 de 100 m $4.899.600,oo

Cable para el neutro 1 de 100 m $5.982.300,ooMarquillas 2000 $150.000,ooSujetadores 1000 $80.000,oo

230 kV 12 $6.200.000,ooAisladores post -line115 kV 10 $5.800.000,oo

Cable 1200 para barraje 1 de 600 m $3.600.000,ooGrapas para cable 1200 22 $88.000,oo

Bases para sujetar aisladores 22 $132.000,ooTerminales tipo T 4 $16000,oo

Carretes en madera 3 $600.000,ooCajas en cold rolled 40x40x20 3 $1.500.000,oo

TOTAL $58.873.900,oo



ANEXO E. RESOLUCIÓN 011 DE 2002

Por la cual se establecen las Metas del Índice de Disponibilidad y de las Horas Anuales

Acumuladas de Indisponibilidad, para la calidad del servicio de Transporte de Energía

Eléctrica.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143

de 1994 y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y,

C O N S I D E R A N D O:

Que el Artículo 23 de la Ley 143 de 1994 estableció que, para el cumplimiento del objetivo

definido en el Artículo 20, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en relación con el

servicio de electricidad, tiene dentro de sus funciones generales la de definir y hacer

operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de

energía;

Que según el Artículo 73 de la Ley 142 de 1994, la CREG tiene la función de regular los

monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de

hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten

servicios públicos, entre otros fines, para que produzcan servicios de calidad;

Que, igualmente, según el numeral 73.4 del Artículo 73 de la Ley 142 de 1994, es función

de la CREG, fijar las normas de calidad a las que deben ceñirse las empresas de servicios

públicos en la prestación del servicio de electricidad;



Que mediante la Resolución CREG-061 de 2000, la CREG estableció las normas de calidad

aplicables a los Servicios de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y de Conexión al

STN, como parte del Reglamento de Operación del SIN;

Que la Resolución CREG-158 de 2001 resolvió que la CREG establecerá las metas que

regirán para el año 2002 y años siguientes a más tardar el 28 de febrero de 2002;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 179 del 28 de febrero de

2002, acordó expedir las normas contenidas en la presente Resolución;

R E S U E L V E:

ARTÍCULO 1o. De acuerdo con lo previsto en el Parágrafo 1o. del Artículo 8o. de la

Resolución CREG-061 de 2000, modificado por el Artículo 1o. de la Resolución CREG-

158 de 2001, los agentes que presten el Servicio de Conexión al STN o de Transporte de

Energía Eléctrica en el STN, deberán cumplir con las siguientes Metas:

Activos Meta del Índice deDisponibilidadAnual (%)

Meta Horas AnualesAcumuladas deIndisponibilidadMHAI

Activos de Conexión al STN 99.45% 48Bahías de Línea 99.83% 15Bahías de Transformación 99.83% 15Autotransformador 99.45% 48Bahías de Compensación 99.83% 15Módulos de Compensación 99.45% 48Circuitos de 500 Kv 99.18% 72Circuitos de 220 o 230 kV – Longitud > 100km

99.59% 36

Circuitos de 220 o 230 kV – Longitud ≤ 100km

99.73% 24



ARTÍCULO 2o. Las Metas definidas en el Artículo anterior, continuarán vigentes

mientras la Comisión no determine lo contrario.

ARTÍCULO 3o. La presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el

Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C.

LUISA FERNANDA LAFAURIE DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Ministra de Minas y Energía Director Ejecutivo

Presidente



ANEXO F. RESOLUCIÓN 158 DICIEMBRE 27 DE 2001

Por la cual se modifica el plazo establecido en la Resolución CREG-061 de 2000, para fijar

las Metas del Índice de Disponibilidad o de las Horas Anuales Acumuladas de

Indisponibilidad aplicables al STN, que regirán para los años 2002 y siguientes.


en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143

de 1994 y los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y,


Que de conformidad con lo previsto en la Ley 143 de 1994, Artículos 11 y 23 literal i),

corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, establecer el Reglamento de

Operación para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del

Sistema Interconectado Nacional;


definido en el Artículo 20, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con relación al



energía;

Que mediante la Resolución CREG-061 de 2000 la CREG estableció las normas de calidad


STN, como parte del Reglamento de Operación del SIN;



Que la Resolución CREG-061 de 2000 estableció en el Artículo 8o. Parágrafo 1o. que antes

del 31 de diciembre del año 2001, la CREG establecerá las Metas que regirán para el año

2002 y años siguientes;

Que revisada la información suministrada por el CND sobre los eventos del STN y los

índices de indisponibilidad del STN, se ha observado que del total de eventos reportados el

47% son parte de exclusiones, en especial por razones de fuerza mayor;

Que es necesario incluir en la revisión de las metas de indisponibilidad los activos de

Conexión y de uso que no han reportado eventos en el periodo de análisis.

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha considerado conveniente ampliar el plazo

establecido en el Artículo 8o. Parágrafo 1o. hasta el 28 de febrero de 2002;

Que a la fecha no se ha reportado información sobre eventos para el 32 % de los activos del

STN;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 173 del 27 de diciembre de

2001, acordó expedir las normas contenidas en la presente Resolución;

R E S U E L V E:

ARTÍCULO 1o. Modificar el Parágrafo 1o. del Artículo 8o. de la Resolución CREG-061

de 2000, el cual quedará así:

“Parágrafo 1o. Antes del 28 de febrero del año 2002, la CREG establecerá las Metas que

regirán para el año 2002 y años siguientes.”



ARTÍCULO 2o. Durante este plazo continuarán vigentes las Metas del Índice de

Disponibilidad o de las Horas Anuales Acumuladas de Indisponibilidad establecidas en la

Resolución CREG-061 de 2000.


Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.



LUISA FERNANDA LAFAURIE DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Ministra de Minas y Energía Director Ejecutivo

Presidente



ANEXO G. RESOLUCIÓN 061 DE 12 SEP 2000

Por la cual se establecen las normas de calidad aplicables a los Servicios de Transporte

de Energía Eléctrica en el STN y de Conexión al STN, como parte del Reglamento de

Operación del SIN.


en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y

143 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y


Que de conformidad con lo previsto en la Ley 143 de 1994, Artículos 11 y 23 literal i),

corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, establecer el Reglamento de

Operación para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del

Sistema Interconectado Nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista

de energía eléctrica;

Que la Ley 143 de 1994, Artículo 33, dispuso que “la operación del Sistema

Interconectado se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con

calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica

y conveniente para el país”;

Que el Artículo 20 de la Ley 143 de 1994 estableció que en relación con el sector energético, la

función de regulación por parte del Estado tendrá como objetivo básico, asegurar una adecuada

prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos

energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio;




definido en el Artículo 20, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con relación al



energía;

Que el Sistema de Transmisión Nacional y los Activos de Conexión a dicho Sistema,

constituyen la base para la prestación del servicio de energía eléctrica a nivel nacional y es

necesario establecer los criterios de calidad con los cuales se deben prestar estos Servicios;

Que la regulación debe tener en cuenta las diferencias existentes entre las distintas

actividades desarrolladas por los agentes en el SIN, considerando estas diferencias en el

momento de establecer los objetivos buscados con cada régimen de regulación;

Que el Sistema de Transmisión Nacional tiene un esquema de remuneración por regulación

de ingreso y dicho ingreso debe reflejar la calidad del servicio prestado a los usuarios del

SIN;

Que conforme a lo dispuesto en la Ley 143 de 1994, el Consejo Nacional de Operación

expresó sus opiniones sobre los aspectos contenidos en la presente Resolución;

Que mediante la Resolución CREG-034 de 1999 la Comisión sometió a consideración de

los agentes y terceros interesados, una propuesta regulatoria sobre la calidad con la cual se

deben prestar los Servicios de Transporte de Energía y Conexión en el Sistema de

Transmisión Nacional;

Que mediante la Resolución CREG-072 de 1999 la CREG estableció las normas de calidad


STN, como parte del Reglamento de Operación del SIN ;



Que la Resolución CREG-040 de 2000 estableció que la CREG publicaría a más tardar el

31 de Julio de 2000, de conformidad con el Decreto-Ley 266 de 2000, los proyectos que

contengan la normatividad que permita aclarar de manera integral la aplicación de las

normas en materia de calidad del STN, y del cálculo, identificación y asignación de

restricciones, así como las reglas comerciales aplicables al servicio de regulación

secundaria de frecuencia.

Que en cumplimiento del Decreto 266 de 2000, Artículos 31 y 32, la Comisión de Regulación

de Energía y Gas publicó el Proyecto de Resolución CREG-001, que contiene la propuesta de

aclaración de las normas de calidad aplicables a los Servicios de Transporte de Energía en el

STN y de Conexión al STN, establecidas mediante la Resolución CREG-072 de 1999.

Que dentro del plazo previsto para el efecto, se recibieron recomendaciones, solicitudes de

corrección y otras observaciones por parte de, EPSA (Radicación No. 6344), EEB

(Radicación No. 6372), ISA (Radicación No. 6373), EEPPM (Radicación No. 6378),

CODENSA (Radicación No. 6396), ACOLGEN (Radicación No. 6411) y TRANSELCA

(Radicación No. 6447);

Que conforme a lo dispuesto en la Ley 143 de 1994, el Consejo Nacional de Operación

expresó sus opiniones sobre los aspectos contenidos en la presente Resolución;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas consideró conveniente efectuar ajustes al

texto propuesto en el Proyecto de Resolución CREG-001 de 2000, teniendo en cuenta las

observaciones recibidas, en el sentido de señalar que en Resolución aparte se expedirá el

procedimiento para la desconexión de equipos que incumplan con la calidad en la forma de

onda y los estándares de calidad en esta materia; aclarar que el CND es responsable de

centralizar la información pero los responsables de colectarla y reportarla son los agentes

que operan los activos del STN; adicionar dentro de las exclusiones a los tiempos

necesarios para pruebas, los tiempos para efectuar las maniobras necesarias para la

conexión de activos en general al SIN, que estando en el Plan de Expansión emitido por la



UPME, afecten la disponibilidad en el STN; hacer aclaraciones sobre las exclusiones de

terceros, teniendo en cuenta el beneficiario real y establecer el cronograma para la

aplicación de los procedimientos señalados;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 131 del 12 de septiembre

de 2000, acordó expedir la reglamentación contenida en la presente Resolución;

R E S U E L V E:

ARTÍCULO 1o. Definiciones. Para efectos de la presente Resolución, se tendrán en cuenta

las siguientes definiciones:

Activos de Conexión. Son aquellos Activos que se requieren para que un generador, un

usuario u otro transportador, se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, a

un Sistema de Transmisión Regional, o a un Sistema de Distribución Local. Siempre que

estos Activos sean usados exclusivamente por el generador, el usuario o el transportador

que se conecta, o exclusivamente por un grupo de usuarios no regulados o transportadores

que se conecten, no se considerarán parte del Sistema respectivo.

Activos de Uso del STN. Son aquellos Activos de transmisión de electricidad que operan a

tensiones iguales o superiores a 220 kV, son de uso común, se clasifican en Unidades

Constructivas y son remunerados mediante Cargos por Uso del STN.

ASIC. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales o la entidad que asuma sus

funciones, conforme a lo establecido en el Decreto 1171 de 1999.

Capacidad Nominal de Activos de Conexión al STN. Para los Activos de Conexión, la

Capacidad Nominal corresponde a la capacidad asignada en el Contrato de Conexión. Estas

capacidades deberán ser declaradas ante el CND, una vez suscrito el Contrato de Conexión



respectivo. Para aquellos Activos de Conexión existentes, que no hayan declarado la

Capacidad Nominal, el CND asumirá aquella utilizada en los análisis de seguridad, mientras

estas son declaradas.

Capacidad Nominal de Activos de Uso del STN. Para los Activos de Uso del STN, la

Capacidad Nominal corresponde a la capacidad que se encuentre declarada ante el CND al

momento de entrar en vigencia la presente Resolución. Para Activos nuevos, ésta será

declarada con anterioridad a la entrada en operación comercial de los mismos.

Consignación. Es el procedimiento mediante el cual se solicita, se estudia y se autoriza la

intervención de un equipo, de una instalación o de parte de ella.

Consignación de Emergencia. Es el procedimiento mediante el cual se autoriza previa

declaración del agente responsable, la realización del mantenimiento y/o desconexión de un

equipo, de una instalación o de parte de ella cuando su estado ponga en peligro la seguridad

de personas, de equipos o de instalaciones, no pudiéndose cumplir con el procedimiento de

programación del mantenimiento respectivo.

CND. Centro Nacional de Despacho o la entidad que asuma sus funciones, conforme a lo

establecido en el Decreto 1171 de 1999.

Desconexión. Interrupción de la corriente eléctrica a través de un Activo de Conexión o de

Uso del sistema de potencia.

Disponibilidad. Se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un

Activo de Conexión o de Uso estuvo en servicio, o disponible para el servicio. La

Disponibilidad siempre estará asociada con la Capacidad Nominal del Activo, en

condiciones normales de operación.



Evento. Es la situación que cause la indisponibilidad parcial o total de un Activo de Uso

del STN o de un Activo de Conexión al STN y que ocurre de manera programada o no

programada.

Generación de Seguridad Fuera de Mérito. Generación forzada requerida para suplir las

Restricciones del SIN, cuyo precio de oferta es superior al precio de bolsa.

Índice de Disponibilidad. Se define como el porcentaje de tiempo total sobre un período

dado, durante el cual un Activo de Conexión al STN o de Uso del STN, estuvo en servicio

o disponible para el servicio. Se excluyen, para efectos de aplicación de esta Resolución,

algunas Indisponibilidades para calcular este Índice.

Indisponibilidad Parcial. Se define como el tiempo equivalente sobre un período dado,

durante el cual un Activo de Conexión al STN o de Uso del STN, estuvo disponible pero

con capacidad reducida. Se entiende que un activo está indisponible parcialmente cuando

éste no está disponible totalmente para el servicio, independientemente de que su función

esté siendo suplida por otro activo del SIN.

Indisponibilidad Total. Se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el

cual un Activo de Conexión al STN o de Uso del STN no estuvo en servicio o disponible

para el servicio. Se entiende que un activo está indisponible cuando éste no está disponible

para el servicio, independientemente de que su función esté siendo suplida por otro activo

del SIN.

LAC. Liquidador y Administrador de Cuentas o la entidad que asuma sus funciones,

conforme a lo establecido en el Decreto 1171 de 1999.

Mantenimiento Mayor. Es aquel Mantenimiento sobre Activos de Conexión al STN o

Activos de Uso del STN, que se realizan por una vez cada seis (6) años y que requieren un

tiempo mayor al de la Meta de Indisponibilidad Anual fijada para dichos Activos.



Servicio de Conexión al STN. Es el servicio de acceso al STN que presta el propietario de

un Activo de Conexión, que se rige por el Contrato de Conexión que acuerdan y firman las

partes.

Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN. Es el servicio de transmisión de

energía que se presta a través de los Activos de Uso del STN.

Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de

energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de

conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes

elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las

redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas

eléctricas de los usuarios.

Trabajos de Expansión. Son aquellos proyectos contenidos en el Plan de Expansión

emitido por la UPME y/o los trabajos necesarios para la entrada en operación comercial de

estos Activos de Conexión al STN o de Uso del STN.

Transmisor Nacional (TN). Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el

Sistema de Transmisión Nacional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el

desarrollo de dichas actividades.

Transportador. De manera genérica se entiende por Transportador, los Transmisores

Nacionales, los propietarios de Activos de Uso del STN, los Transmisores Regionales, los

Distribuidores Locales, o los propietarios de Activos de Uso de STR´s y/o SDL´s.



Unidad Constructiva (UC). Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de

un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red, o al transporte

o a la transformación de la energía eléctrica.

Unidad Constructiva Provisional (UCP). Conjunto de elementos que conforman una

unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red,

o al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, que es configurada de forma

provisional; configuración que resulta como consecuencia de la necesidad de reestablecer el

servicio en una o más áreas del SIN, previo acuerdo del propietario o propietarios y el

CND, tras la indisponibilidad de otros Activos de Conexión o Uso del STN.

ARTÍCULO 2o. Ámbito de Aplicación. Esta Resolución aplica a todos los agentes

económicos que prestan los Servicios de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y

Conexión al STN.

ARTÍCULO 3o. Calidad de la Potencia en el STN. Es responsabilidad del Centro

Nacional de Despacho — CND, mantener la calidad del suministro de electricidad en

términos de la frecuencia a nivel del SIN y de la tensión a nivel del STN, manteniendo estas

variables dentro de los límites establecidos en el Código de Redes (Resolución CREG-025

de 1995 y las que la modifiquen o complementen).

Es responsabilidad de los usuarios conectados al STN y de los prestadores de los Servicios

de Conexión al STN y Transporte de Energía Eléctrica en el STN, mantener la calidad de la

forma de onda.

Es responsabilidad de los usuarios conectados al STN, mantener el balance de las tensiones

de fase.

Identificado el equipo o equipos responsables de una deficiencia en la forma de onda, o de

un desbalance en las tensiones de fase, el CND deberá establecer conjuntamente con el



responsable, un plazo máximo razonable para la corrección de la deficiencia identificada.

El CND deberá informar al CNO sobre el plazo acordado. Si transcurrido el plazo fijado no

se ha efectuado la corrección pertinente, el CND deberá coordinar con los terceros que sean

del caso, la desconexión del STN del equipo o equipos responsables de las deficiencias en

la calidad.

Parágrafo. En Resolución aparte la CREG definirá los procedimientos para la

desconexiones del equipo o equipos responsables de una deficiencia en la forma de onda, o

de un desbalance en las tensiones de fase.

ARTÍCULO 4o. Calidad del Servicio en el STN. La continuidad en el Servicio de

Conexión al STN y en el Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, dentro de

niveles de calidad definidos en esta Resolución, es responsabilidad de los prestadores de

dichos servicios.

ARTÍCULO 5o. Medición de la Calidad del Servicio en el STN. La calidad del Servicio

de Conexión al STN y del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, se medirá

con base en indicadores de Disponibilidad y/o Indisponibilidad aplicables a los siguientes

Activos:

Activos

Activos de Conexión al STN

Bahías de Línea

Bahías de Transformación

Autotransformador

Bahías y Módulos de Compensación

Circuitos de 500 kV

Circuitos de 220 o 230 kV Longitud ≤ 100 km

Circuitos de 220 o 230 kV Longitud > 100 km



Parágrafo 1o. El CND será el responsable de centralizar, almacenar y procesar la

información estadística requerida para mantener actualizada la Base de Datos

correspondiente, que permite calcular los indicadores de Disponibilidad y/o

Indisponibilidad de los Activos y Unidades Constructivas relacionados en el presente

Artículo. Es responsabilidad de los Transportadores y de los Operadores de Activos de

Conexión al STN, la recolección y el reporte de la información estadística, en los términos

definidos en las bases de datos que administra el CND para tales fines.

Parágrafo 2o. Para Activos nuevos, las estadísticas de indicadores de Disponibilidad y/o

Indisponibilidad, se registrarán a partir del momento en el cual el activo correspondiente

entra en operación comercial, previa autorización del CND.

Parágrafo 3o. Para efectos de calcular las compensaciones de que trata la presente

Resolución y en general los indicadores de Disponibilidad y/o Indisponibilidad de todos los

Activos, se tomarán las estadísticas con base en lo establecido en el Anexo de la presente

Resolución, que debieron comenzar a colectar y reportar los agentes que prestan los

Servicios de Conexión al STN y de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, al CND,

desde el trece (13) de diciembre de 1999, tal como se estableció en la Resolución CREG-

072 de 1999.

Parágrafo 4o. La información reportada por los agentes que prestan los Servicios de

Conexión al STN y de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, será confrontada por el

CND contra la información operativa manejada por esta entidad.

• Si el CND encuentra discrepancias en el reporte de un Evento en cuanto a su

duración, se asumirá el Evento de mayor duración.

• Adicionalmente, si el agente no reporta información sobre el Activo involucrado en

el Evento, o se constatan discrepancias sobre la identidad del Activo reportado, el

CND asumirá que el Activo involucrado es el de mayor Costo Unitario por Unidad



Constructiva, de todos los Activos que estuvieron indisponibles por la ocurrencia

del Evento.

ARTÍCULO 6o. Indisponibilidad de los Activos de Conexión al STN y de los Activos de

Uso del STN. La Indisponibilidad Parcial de los Activos relacionados en el Artículo 5o. de

la presente Resolución, se calcula mediante la siguiente expresión:

−∑==

1 * H 1 CN

CRiIP in

i

donde:

IP : Horas equivalentes acumuladas de Indisponibilidad Parcial del

activo, durante un período de tiempo de 8760 horas, móvil semanal,

asociadas con reducciones de capacidad.

i : Evento de Indisponibilidad Parcial.

n : Número Total de Indisponibilidades Parciales del activo durante el

período considerado.

H : Horas de Indisponibilidad Parcial del activo en el Evento i-ésimo.

CR : Capacidad reducida del activo, asociada al Evento i-ésimo.

CN : Capacidad Nominal del activo.

La Indisponibilidad Total de los Activos relacionados en el Artículo 5o. de la presente

Resolución, se calcula mediante la siguiente expresión:

H

1∑==

n

iiIT

donde:



IT : Horas acumuladas de Indisponibilidad Total del activo, durante un

período de tiempo de 8760 horas, móvil semanal.

i : Evento de Indisponibilidad Total.

n : Número Total de Indisponibilidades Totales del activo durante el

período considerado.

H : Horas de Indisponibilidad Total del activo en el Evento i-ésimo.

Parágrafo. Para las Unidades Constructivas Provisionales (UCP), la Capacidad Reducida

de los activos que las conforman será igual a la Capacidad Nominal de los mismos

multiplicada por la fracción resultante de los kilómetros de Red utilizados en la UCP, sobre

la totalidad de kilómetros de Red del Circuito al que pertenece la UCP. Cuando las UCP

estén conformadas por activos indisponibles por fuerza mayor, no se aplicará el anterior

procedimiento.

ARTÍCULO 7o. Indisponibilidades Excluidas. Para el cálculo del IP y del IT de un

Activo, se excluyen los siguientes Eventos:

1. Indisponibilidades programadas debidas a Trabajos de Expansión. El TN o el agente

propietario del Activo de Conexión al STN que se incorporará o conectará, informará

al CND acerca de la conexión de dichos Activos con una anticipación mínima de 90

días calendario.

Junto con la solicitud, el agente informará al CND sobre los Activos requeridos para la

incorporación o conexión del nuevo proyecto al SIN, coordinando con los propietarios

de los equipos que se requiera desconectar para que éstos soliciten las consignaciones

necesarias al CND. Dichas consignaciones deberán cumplir con los plazos y

procedimientos previstos en la reglamentación vigente para la coordinación de

consignaciones en el SIN, declarando como causa la incorporación de nuevos Activos

al SIN, e indicando el proyecto respectivo.



El tiempo máximo reconocido sin afectar la Disponibilidad de los Activos

relacionados, diferentes a los asociados con el proyecto que se incorpora, será igual a

los tiempos asociados a las maniobras de conexión del Activo al SIN más el tiempo

durante el cual el proyecto se encuentre en pruebas antes de su entrada en operación

comercial.

2. Indisponibilidades de Activos solicitados por el CND, por razones operativas o

consideraciones de calidad o confiabilidad del SIN.

3. Indisponibilidades por demoras entre el momento en que el agente declara que tiene

disponible su Activo y la puesta en operación del mismo ordenada por el CND.

4. Indisponibilidades originadas en Eventos de fuerza mayor. El agente que preste el

Servicio de Conexión al STN o de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, afectado

por el Evento, deberá declarar oficialmente ante el CND la ocurrencia del mismo y será

responsable por tal declaración. Así mismo, si se prevé que el Evento tendrá una

duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el agente tendrá que

informar a los usuarios antes de transcurridos dos (2) días de la ocurrencia del Evento,

mediante publicación en un diario que circule en la zona afectada.

El CND deberá establecer conjuntamente con el agente que preste el Servicio de

Conexión al STN o de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, afectado por el

Evento, un plazo máximo razonable para el restablecimiento del servicio. El CND

deberá informar al CNO sobre el plazo acordado. Si transcurrido el plazo fijado no se

ha efectuado el restablecimiento del servicio correspondiente, el tiempo de retraso

afectará la Indisponibilidad del Activo. Se exceptúan de este procedimiento los casos

relacionados con situaciones de orden público, que impidan el acceso al sitio en donde

se encuentre ubicado el Activo afectado por el Evento.



5. Indisponibilidades causadas por terceros. Cuando un Activo de Conexión al STN o de

Uso del STN, quede fuera de servicio por causas atribuibles a Eventos que registren

otros Activos de propiedad de terceros, siempre y cuando sea identificado el Tercero y

el Activo causante de la Indisponibilidad. En tal caso, el agente deberá declarar

formalmente al CND la causa 'Terceros'. No se considerarán “propiedad de terceros”

los activos que pertenezcan a personas con las que tenga vinculación económica o

relación de beneficiario real el agente declarante. Para tal efecto los propietarios de

activos del STN informarán antes del primero de octubre de cada año a la CREG el

estado de su vinculación económica con otros agentes propietarios de Activos de

Conexión al STN y/o de uso del STN. De no hacerlo la CREG establecerá la

vinculación económica con base en la información disponible.

6. Las solicitudes de Consignaciones de Emergencia, las modificaciones al programa

semestral de consignaciones o los incumplimientos en los tiempos de ejecución de

maniobras, originadas en Eventos de fuerza mayor.

7. Indisponibilidades debidas a Mantenimientos Mayores. El tiempo máximo reconocido

sin afectar la Indisponibilidad de los Activos de que trata la presente Resolución, será

de noventa y seis (96) horas. Los Mantenimientos Mayores deberán ajustarse a los

procedimientos vigentes para definir el programa semestral de mantenimiento de

Activos de Conexión al STN y de Uso del STN.

El primer período de seis (6) años finaliza el treinta y uno de diciembre del año 2005.

8. Indisponibilidades asociadas con Eventos con duración igual o inferior a diez (10)

minutos.

ARTÍCULO 8o. Meta del Índice de Disponibilidad o de las Horas Anuales

Acumuladas de Indisponibilidad. Los agentes que presten el Servicio de Conexión al

STN o de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, deberán cumplir con las siguientes

Metas:



Metas Año 2000 Meta del Índice deDisponibilidad

Anual (%)

Meta Horas AnualesAcumuladas deIndisponibilidad

MHAIActivos de Conexión al STN 99.45% 48

Bahías de Línea 99.73% 24Bahías de Transformación 99.73% 24Autotransformador 99.45% 48Bahías y Módulos de Compensación 99.45% 48Circuitos de 500 kV 99.18% 72Circuitos de 220 o 230 kV – Longitud > 100km

99.45% 48


99.59% 36

Metas Año 2001 Meta del Índice deDisponibilidad

Anual (%)

Meta Horas AnualesAcumuladas deIndisponibilidad

MHAIActivos de Conexión al STN 99.45% 48

Bahías de Línea 99.73% 24Bahías de Transformación 99.73% 24Autotransformador 99.45% 48Bahías y Módulos de Compensación 99.45% 48Circuitos de 500 Kv 99.18% 72Circuitos de 220 o 230 kV – Longitud > 100km

99.59% 36


99.73% 24

Parágrafo 1o. Antes del 31 de Diciembre del año 2001, la CREG establecerá las Metas

que regirán para el año 2002 y años siguientes.

Parágrafo 2o. Para cada Activo considerado individualmente, las Metas establecidas para

el año 2000 y 2001, y las que sean definidas con posterioridad, se reducirán en treinta (30)

minutos, por cada Consignación de Emergencia solicitada, por cada modificación al

Programa Semestral de Consignaciones y/o Mantenimientos que empezará a aplicarse a

partir del 1 de octubre de 2000, de acuerdo con lo dispuesto en la regulación vigente, y por

cada retraso en Reporte de Eventos (Artículo 13o. de la presente Resolución).



ARTÍCULO 9o. Índices y Metas de Disponibilidad. El incumplimiento de las normas y

obligaciones reguladas en la presente Resolución, en relación con la Calidad del Servicio

prestado por concepto de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y Conexión al STN,

estará sujeto a compensaciones, o a asignaciones de Generación de Seguridad Fuera de

Mérito respectivamente.

Las compensaciones o asignaciones definidas, no exoneran al prestador del Servicio, por

los perjuicios causados a terceros.

Para establecer los Índices y Metas de Disponibilidad de los Activos de Uso del STN y de

los Activos de Conexión al STN, el CND semanalmente calculará las siguientes variables,

para cada uno de los Activos definidos en el Artículo 5o. de la presente Resolución:

a. Índice de Disponibilidad del Activo (IDA). El cálculo de esta variable se efectuará de

acuerdo con la siguiente expresión:

100 8760

)( 1 ×

+

−=ITIP

IDA

b. Meta del Índice de Disponibilidad Ajustada (MIDA). El cálculo de esta variable se

efectuará de acuerdo con la siguiente expresión:

100 8760

ENR) ( 0.5 1 ×

++×−−= CPSMSCEMHAIMIDA

donde:



MHAI: Meta Horas Anuales Acumuladas de Indisponibilidad (Artículo 8o.

De la presente Resolución).

SCE : Número Acumulado de Solicitudes de Consignaciones de

Emergencia exceptuado las excluidas en el Artículo 7o. de la presente

resolución, durante un período de tiempo de 8760 horas, móvil

semanal.

CPSM : Número Acumulado de Cambios al Programa Semestral de

Mantenimientos, exceptuado los excluidos en el Artículo 7o. de la

presente resolución, durante un período de tiempo de 8760 horas,

móvil semanal.

ENR : Número Acumulado de Eventos no Reportados dentro de los quince

(15) minutos siguientes a su ocurrencia, o Finalización de Maniobras

no Reportadas en un tiempo máximo de cinco (5) minutos, durante

un período de tiempo de 8760 horas, móvil semanal (Artículo 13o. de

la presente Resolución).

c. Índice de Disponibilidad Ajustada del Activo (IDAA). El cálculo de esta variable se

efectuará de acuerdo con lo establecido en la Sección 1 del Anexo de la presente

Resolución.

d. Índice de Disponibilidad Teórica del Activo (IDTA). El cálculo de esta variable se

efectuará de acuerdo con lo establecido en la Sección 2 del Anexo de la presente

Resolución.

ARTÍCULO 10o. Compensaciones Aplicables al Servicio de Transporte de Energía

Eléctrica en el STN. Para establecer las compensaciones aplicables a los Activos de Uso



del STN, el LAC con base en la información calculada por el CND, conforme al Artículo

9o. de la presente Resolución, efectuará los siguientes cálculos semanalmente:

a. Porcentaje de Compensación Semanal del Activo (PCSA). La compensación semanal se

calcula como se expresa a continuación:

Si para el Activo en la semana de cálculo, IDA ≥ MIDA:

0=sPCSA

Si para el Activo en la semana de cálculo, IDA < MIDA:

×

−= 100

IDTA

1 , 0

ssIDAA

MaxPCSAs

Mensualmente el LAC por Activo, puede haber calculado cuatro (4) o cinco (5)

PCSA´s completos, dependiendo del mes.

b. Ingreso Mensual a Compensar (IMC) e Ingreso Mensual (IM). Para un Activo, el IMC

y el IM se calculan como:

∑×==

N

s

sPCSA

NIMFIMC

1

100

IMCIMFIM −=

IM : Ingreso Mensual a recibir por el Activo



IMC : Ingreso Mensual a Compensar

IMF : Ingreso del Mes a Facturar 11

s : Semana con cálculo de PCSA

N : Número de Semanas con cálculo de PCSA en el Mes a

Facturar

PCSA : Porcentaje de Compensación Semanal del Activo

Parágrafo 1o. Para los nuevos proyectos de expansión, los Ingresos Mensuales asociados,

serán asignados por el LAC, por Unidad Constructiva, en proporción a los Costos Unitarios

vigentes para las mismas. Para tal fin, el propietario del proyecto deberá reportar al LAC

cada una de las Unidades Constructivas que componen dicho proyecto.

Parágrafo 2o. Los adjudicatarios de las convocatorias de proyectos de expansión del STN,

seleccionados con anterioridad a la fecha de expedición de la Resolución CREG 072 de

1999, deberán presentar ante el LAC, por una sola vez, previa la entrada en aplicación de

esta Resolución, una desagregación de los Ingresos Anuales esperados por Unidad

Constructiva. De no hacerlo, el LAC aplicará lo establecido en el Parágrafo anterior.

Parágrafo 3o. Mensualmente el LAC calculará para cada prestador del Servicio de

Transporte de Energía Eléctrica, las siguientes variables:

∑==

n

mmjj IMRIA

1,

donde:

11Para el caso de la Unidad Constructiva Líneas a 220 o 230 kV – Doble Circuito, el IMF asociado a un

Circuito es igual al 50% del Ingreso asociado con la Unidad Constructiva.



IA: Ingreso Anual Regulado del prestador del Servicio de Transporte de

Energía Eléctrica j (Resolución CREG-004 de 1999 y demás normas

que la modifiquen, la complementen o sustituyan)

n: = 12, para los Activos que registren 12 o más meses desde su entrada

en operación comercial.

= 1,2,…,12, para los Activos que registren menos de 12 meses desde

su entrada en operación comercial, según el número de meses que

hayan transcurrido desde el inicio de la operación comercial de los

mismos.

m:Mes

IMR: Ingreso Mensual Regulado del agente j, en el mes m (Resolución

CREG-004 de 1999 y demás normas que la modifiquen, la

complementen o sustituyan)

∑==

n

mmjj IMCIAC

1,

donde:

IAC: Ingreso Anual a Compensar del prestador del Servicio de Transporte

de Energía Eléctrica j

IMC: Ingreso Mensual a Compensar del agente j, en el mes m

m : Mes



n: = 12, para los Activos que registren 12 o más meses desde su entrada

en operación comercial.

= 1,2,…,12, para los Activos que registren menos de 12 meses desde

su entrada en operación comercial, según el número de meses que

hayan transcurrido desde el inicio de la operación comercial de los

mismos.

Si:

0.2 jj IAIAC ×>

El LAC le liquidará en el mes en cuestión, al prestador del Servicio de

Transporte de Energía Eléctrica j, un valor equivalente al 80% del total del

Ingreso Mensual Regulado a que tendría derecho. La SSPD lo considerará

como causal de toma de posesión, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 59

de la Ley 142 de 1994.

De darse la toma de posesión del agente j, por parte de la SSPD, durante doce

(12) meses no se aplicarán las compensaciones reglamentadas en el presente

Artículo. Cumplido este plazo, nuevamente entrarán a regir las compensaciones

aquí dispuestas.

ARTÍCULO 11o. Asignación de los Costos de la Generación de Seguridad Fuera de

Mérito aplicables por concepto del Servicio de Conexión al STN. Si un Activo de

Conexión al STN, durante la semana de cálculo, registró un IDA < MIDA y el Activo

estuvo indisponible en algún periodo de la semana correspondiente y dicha indisponibilidad

forzó Generación de Seguridad Fuera de Mérito en dicho período, la asignación de los

Costos de esta Generación Fuera de Mérito, se efectuará de acuerdo con la reglamentación

vigente. Lo anterior sin perjuicio de lo establecido en el contrato de conexión

correspondiente.



ARTÍCULO 12o. Aplicación y asignación de los recursos provenientes de las

Compensaciones. Las compensaciones de que trata el Artículo 10o. de la presente

Resolución, se aplicarán a partir del 13 de diciembre del año 2000, con base en el siguiente

procedimiento:

Los recursos provenientes de las compensaciones efectuadas por los agentes que prestan el

Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, serán asignados mensualmente, para

reducir el monto total que deba ser recaudado por concepto de Cargos por Uso del STN

aplicable a los Comercializadores del SIN.

El LAC reportará el valor Unitario ($/kWh) de los Cargos de Transmisión previstos antes

de las deducciones como el valor T, acompañado del respectivo valor T' que incluirá las

deducciones por compensaciones.

ARTÍCULO 13o. Obligación de Reportar Eventos. Los agentes que presten Servicios de

Conexión al STN, o de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, deberán informar al

CND la ocurrencia de Eventos, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia

del mismo, y la Finalización de la Ejecución de Maniobras dentro de los cinco (5) minutos

siguientes. En caso de comprobarse que un agente no hubiera efectuado tales

notificaciones, se afectará la Meta del Índice de Disponibilidad del Activo correspondiente,

de acuerdo con lo establecido en el Literal b. del Artículo 9o. de la presente Resolución.

ARTÍCULO 14o. CRONOGRAMA DE APLICACION. A partir del quinto día hábil

siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución, el CND y el LAC con base en

lo señalado por esta Resolución, aplicarán de manera integral los procedimientos para el

cálculo de los indicadores de Calidad, las compensaciones y demás reglas contenidas en

esta Resolución.


Diario Oficial.





CARLOS CABALLERO ARGAEZ CARMENZA CHAHIN ALVAREZ

Ministro de Minas y Energía Director Ejecutivo

Presidente



ANEXO H. ÍNDICE DE DISPONIBILIDAD AJUSTADA DEL ACTIVO (IDAA).

A continuación se establecen los criterios y el algoritmo para el cálculo semanal del Índice

de Disponibilidad Ajustada del Activo (IDAA), aplicable a los Activos definidos en el

Artículo 5o. de la presente Resolución:

1. Para cada uno de los Activos se llevan estadísticas de la totalidad de Eventos con un

periodo de 8760 horas.

2. Para los Trabajos de Expansión, o activos que por reconfiguraciones en desarrollo de

dichos Trabajos, puedan ser considerados como nuevos por cambios en las

características de los mismos, y que no dispongan de información suficiente, las

estadísticas del primer año se calcularán con la información disponible que acumulen

desde su fecha de entrada en operación. Una vez completadas las 8760 horas, los

periodos se harán móviles semanalmente.

3. Para Subsistemas Eléctricos no se tendrán en cuenta los períodos de indisponibilidad

causados por fuerza mayor. En este caso, las estadísticas necesarias para analizar las

8760 horas se completarán con información histórica previa, y se irá actualizando con la

nueva información la información más antigua.

4. Se excluyen de la estadística las Indisponibilidades definidas en el Artículo 7o. de la

presente Resolución y las originadas en mantenimientos consignados en el programa

semestral y los reportados al CND antes del 1o. de octubre de 2000 en los programas

anuales de mantenimiento..

5. Para cada Activo se registra la siguiente información: Identificación del Activo, Evento,

Fecha y Hora de Inicio del Evento, Duración del Evento (corresponde al tiempo

transcurrido en horas y minutos desde el Inicio del Evento, hasta el momento en que el

activo le es reportado al CND como Disponible):



Activo Evento Fecha y Hora del Evento( )EiF

Duración del Evento(DE)

A I dd/mm/aaaa hh:mm Duración: hh:mm

6. Para los cálculos que se efectúan a continuación, se considera un período móvil semanal

de un año (8760 horas). Se tiene entonces para este período:

(FI): Fecha y Hora de Inicio del período.

(FF): Fecha y Hora de Finalización del período.

Si se trata de un Activo considerado en el numeral 2 de esta Sección y éste, entró en

operación comercial en una fecha posterior a la fecha de inicio del período, se toma

como Fecha de Inicio del período, la fecha y hora en que entró en operación comercial

el Activo correspondiente, mientras se completa un periodo de 8760 horas.

7. Para cada Activo se calcula el Tiempo entre Fallas (T), como se muestra a

continuación:

∆= *ii tT

Donde:

IFFt Ei −=

1 para i=1

11 −− −−= iEiEiEi DFFt para i=2,…,n

+

=∆∑=

∑=

n

ii

n

ii

t

St

1

1



con

nEnEF DFFS −−=

n Número de Eventos ocurridos durante el período.

nED Duración del n-ésimo Evento

• Si la fecha en que ocurrió el primer Evento ( )1EF , coincide con la Fecha de Inicio

del período o si en la Fecha de Inicio del período el Activo está en medio de un

Evento, se tomará como fecha de Inicio del Periodo la fecha de Finalización del

Evento.

• Si la fecha en que ocurrió el último Evento ( )nEF , coincide con la Fecha de

Finalización del período o, si la fecha en que ocurrió el último Evento ( )nEF , es

inferior a la Fecha de Finalización del período y el Evento no ha terminado se

define 1=∆ .

8. Se asume que la variable Tiempo entre Fallas (T), sigue una distribución de

probabilidad Weibull con parámetros α (parámetro de escala), β (parámetro de forma) y

c (parámetro de localización), con función de densidad como sigue:

>−=

−−−

caso otroen 0

0 tsi )( )()( 1 βαββα ct

Tecttf

Con base en la información para cada Activo si el número de observaciones es mayor

que 2, se realiza una prueba de bondad de ajuste con Hipótesis Nula: "Los tiempos

entre fallas se distribuyen Weibull" , si la hipótesis nula se rechaza al 5%, se asume

β=1, c=0 (Distribución Exponencial), y se estima α con el procedimiento descrito para

dicha distribución.



Cuando el Activo presente 1 o 2 eventos (n=1 o 2), o la Hipótesis de Distribución

Weibull se rechace, se calcula el parámetro α como si la distribución de T siguiera una

Distribución Exponencial (β=1, c=0). Así:

( )DcFFn

IF −−=α

1=β0=c

∑=

=n

iEi

DDc1

,

Cuando no se tienen eventos en el periodo de Análisis, esto es para n = 0, se define:

( )DcFF IF −−= 1α

1=β0=c

0=Dc

Si para un evento ( )IF FFDC −≥ , entonces:

α =1, β=1 y c=0 .

Cuando el Activo presente tres o más Eventos (n ≥ 3) durante el período de análisis, y

la Hipótesis de Distribución Weibull no pueda ser rechazada la estimación de los

parámetros se realiza aplicando el método de máxima verosimilitud y haciendo c = 0.

9. Con los parámetros estimados en el Numeral anterior, se calcula el Índice de

Disponibilidad Ajustada del Activo (IDAA), mediante la expresión:



100 168

)exp(168

0 ×

−

=∫ dtt

IDAA

βα

SECCION 1. ÍNDICE DE DISPONIBILIDAD TEÓRICA DEL ACTIVO

(IDTA).

A continuación se establecen el algoritmo para el cálculo semanal del Índice de

Disponibilidad Teórica del Activo (IDTA), aplicable a los Activos definidos en el Artículo

5o. de la presente Resolución.

1. Se calcula con base en la distribución Weibull de parámetro β=1, y con α0 calculado

como:

( )[ ]( ) 0

0 8760

0 , 0.5 50

DC

Lred

−

+=α

con:

8760 100

10 ×

−= MIDA

DC

donde:

L: Longitud del Circuito de Línea (km). Para Activos distintos a Circuito de

Línea, L=1.

red: Función Redondear con 0 decimales, también conocida como función del

entero más cercano.



2. Con el parámetro estimado en el Numeral anterior, se calcula el Índice de

Disponibilidad Teórica del Activo (IDTA), mediante la expresión:

[ ])168exp(1168

1000

0×−−

×= α

αIDTA

CARLOS CABALLERO ARGAEZ CARMENZA CHAHIN ALVAREZ

Ministro de Minas y Energía Director Ejecutivo

Presidente



ANEXO J. RUTAS EN PATIO DE LAS SEÑALES DE CONTROL, FUERZA YCORRIENTES DE LOS ATR’s



ANEXO K. RUTAS EN PATIO DE LA DELTA DE COMPENSACIÓN (13.8kV) Y ELNEUTRO DE LOS ATR’s



ANEXO L. CAJA ESPEJO PARA ATR



CONTINUACUÓN ANEXO L



ANEXO M. CAJA ESPEJO PARA FASE DE REPUESTO



CONTINUACIÓN ANEXO M



ANEXO N. MEDIDAS DE LAS CAJAS ESPEJO Y VISTA LATERAL



ANEXO P. DISPOSICIÓN DE LAS BORNERAS EN LAS CAJAS ESPEJO TANTO

PARA LOS ATR’s COMO PARA LA FASE DE REPUESTO



ANEXO Q. ESQUEMA DEL PUENTE DE CONEXIÓN PARA 230 kV.



ANEXO R. ESQUEMA DEL PUENTE DE CONEXIÓN PARA 115 kV.



ANEXO S. DISTANCIAS ELÉCTRICAS DE LOS AISLADORES DE 230 Y 115 kV.

Diseño de transferencia manual de la fase de repuesto por ...

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