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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
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
Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica
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
UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRICA
LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZii
A Dios, nuestras familias y
amigos con mucho cariño.
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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-.
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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.
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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
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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
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6.4. CUARTO ESCENARIO. 76
6.5. COSTO DEL PROYECTO 79
7. CONCLUSIONES 81
8. RECOMENDACIONES 83
BIBLIOGRAFÍA 85
ANEXOS 88
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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 6. Descripción del la bahía ATR 2. 24
Cuadro 7. Descripción del la bahía ATR 3. 25
Cuadro 8. Descripción del la bahía ATR 4. 26
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
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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
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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
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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
Gráfica 4. Comparación del PCSA actual vs. el propuesto si el
IDA < MIDA, segundo escenario. 73
Gráfica 5. Comportamiento del IDA vs. el MIDA, tercer escenario. 75
Gráfica 6. Comparación del PCSA actual vs. el propuesto si el
IDA < MIDA, tercer escenario. 76
Gráfica 7. Comportamiento del IDA vs. el MIDA, cuarto escenario. 78
Gráfica 8. Comparación del PCSA actual vs. el propuesto si el
IDA < MIDA, cuarto escenario. 79
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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
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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.
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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.
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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).
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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.
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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.
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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.
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ2
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
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ3
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
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ4
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.
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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.
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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.
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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
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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.
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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
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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
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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
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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:
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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.
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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.
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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
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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)
CAPACIDAD DE ACEITE EN ELTANQUE
13700 lt
CAPACIDAD DE ACEITE EN ELCAMBIADOR
300 lt
PESO DE TRANSPORTE 40400 kg
PESO ENSAMBLADO 53000 kgALTO(mm)
ANCHO(mm)
PROFUNDO(mm)DIMENSIONES SIN
ACCESORIOS3580 3170 5200
DIMENSIONES CONACCESORIOS
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.
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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 )
CAPACIDAD DE ACEITE EN ELTANQUE
13830 lt
CAPACIDAD DE ACEITE EN ELCAMBIADOR
170 lt
PESO DE TRANSPORTE 39800 kg
PESO ENSAMBLADO 52400 kgALTO(mm)
ANCHO(mm)
PROFUNDO(mm)DIMENSIONES SIN
ACCESORIOS3500 3000 5100
DIMENSIONES CONACCESORIOS
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.
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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
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§ 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.
§ 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.
§ 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.
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§ Cierre disparo interruptor.
BANCO 3.
§ 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.
§ 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 4.
§ Protección diferencial.
§ Relé de supervisión circuito de disparo.
§ Protección sobrecorriente neutro autotransformador Z Z .
§ Protección de respaldo sobrecorriente de fases con elemento instantáneo.
§ Protección falla interruptor.
§ Relés auxiliares.
§ Relé maestro de disparo con bloqueo.
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§ Protección sobrecorriente devanado terciario fases A, B, C.
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.
§ 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.
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BANCO 3.
§ 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 4.
§ Medidor multifuncional lado 115 y 230 kV.
§ Sistema de supervisión por PC.
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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
DENOMINACIÓN MARCATIPO O PRINCIPIO DE
FUNCIONAMIENTORELACIÓNNOMINAL
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.
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Cuadro 6. Descripción de la Bahía ATR 2
EQUIPO DE PATIOPT’s
DENOMINACIÓN MARCA TIPO O PRINCIPIO DEFUNCIONAMIENTO
RELACIÓNNOMINAL
TU GEC FYU CAPACITIVO 132800/115-66.4/115-66.4V
CT’sDENOMINACIÓN MARCA TIPO PRINCIPIO DE
FUNCIONAMIENTORELACIÓNNOMINAL
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
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Cuadro 7. Descripción de la Bahía ATR 3
EQUIPO DE PATIOPT’s
DENOMINACIÓN MARCATIPO O PRINCIPIO DE
FUNCIONAMIENTORELACIÓNNOMINAL
TUMAGRINIGALILEO CPT245/4
230000:√3-115:/√3-115V
CT’s
DENOMINACIÓN MARCATIPO PRINCIPIO DEFUNCIONAMIENTO
RELACIÓNNOMINAL
TIABB
SWITCHGEARIMB 245 800/1
INTERRUPTORES
DENOMINACIÓN MARCA TIPO ACCIONAMIENTOTENSIONNOMINAL
INT. A130MAGRINIGALILEO 245MHM30V NEUMATICO 245KV
SECCIONADORES
DENOMINACIÓN MARCA TIPOTENSIONNOMINAL
TRIPOLAR CON CUCHILLAA137 MAGRINI GALILEO MD100 245KV
SECC. A131 A133 A134 A136 MAGRINI GALILEO MD100 245KV
DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN
DENOMINACIÓN MARCA TIPOTENSIONNOMINAL
FP MEDIENSHA VSM-198KF 230KV
DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN
DENOMINACIÓN MARCA TIPOTENSIONNOMINAL
FP MITSUBISHI SSV 230KV
PROTECCIONESNOMBRE TIPO MARCA PRINCIPIO O FUNCIÓN
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
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ26
Cuadro 8. Descripción de la Bahía ATR 4
EQUIPO DE PATIOPT’s
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
DENOMINACIÓN MARCA TIPO ACCIONAMIENTOTENSIONNOMINAL
INT. A220MAGRINIGALILEO 245MHM30V NEUMATICO 245KV
SECCIONADORES
DENOMINACIÓN MARCA TIPOTENSIONNOMINAL
TRIPOLAR CON CUCHILLAA227
LINEGEAR EHV 245KV
SECC. A222 A223 A224 A226 LINEGEAR EHV 245KV
DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN
DENOMINACIÓN MARCA TIPOTENSIONNOMINAL
FP MEDIENSHA VSM-198KF 230KV
PROTECCIONESNOMBRE TIPO MARCA PRINCIPIO O FUNCIÓN
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
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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.
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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.
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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
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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.
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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
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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
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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
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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
26D2/65°C 26D3 WT21Empieza 2 etapa 26D4 WT22
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
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Cuadro 14. Cableado fase de repuesto Fuji vs. Mitsubishi (fase B)
CONTACTOS CORRESPONDENCIA PLANOMITSUBISHI FUJI MITSUBISHI
Fr-1Fs-1Ft-1Fr-2Fs-2Ft-2
Pr-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
26D2/65°C 26D3 WT21Empieza 2 etapa 26D4 WT22
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
ALIMENTACIÓN VENTILADORES
RF1,SF1,TF1138-02
RF2,SF2,TF2
138-03RF3,SF3,TF3
ALIMENTACIÓN BOMBAS ACEITE
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
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Cuadro 15. Cableado fase de repuesto Fuji vs. Mitsubishi (fase C)
CONTACTOS CORRESPONDENCIA PLANOMITSUBISHI FUJI MITSUBISHI
Fr-1Fs-1Ft-1Fr-2Fs-2Ft-2
Pr-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
26D2/65°C 26D3 WT21Empieza 2 etapa 26D4 WT22
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
ALIMENTACIÓN VENTILADORES
RF1,SF1,TF1138-02
RF2,SF2,TF2
138-03RF3,SF3,TF3
ALIMENTACIÓN BOMBAS ACEITE
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
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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.
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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:
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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.
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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.
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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.
La utilización de éste esquema se puede dar ante dos circunstancias:
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.
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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).
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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.
La utilización de éste esquema se puede dar ante dos circunstancias:
a) Ante el retiro obligado de la fase fallada.
Figura 10. Esquema 3 de la parte de control circunstancia a (retiro).
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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
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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.
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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.
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Figura 12. Posición actual de la fase de repuesto en la subestación.
230kV
115kV
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Figura 13. Disposición de los barrajes auxiliares (alternativa uno)
230 kV
115 kV
Fase deoperación para115 kV
Fase deoperación para230 kV
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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.
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Figura 14. Disposición de los barrajes auxiliares (alternativa dos)
230kV
115 kV
Fase deoperación 115kV
Fase de operación230 kV
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Figura 15. Disposición de los barrajes auxiliares (alternativa tres)
230kV
115kV
Fase deoperación 115kV
Fase de operación230 kV
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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Figura 19. Esquema típico de conexión delta de compensación (13.8 kV).
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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.
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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
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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
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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.
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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.
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§ 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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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
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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.
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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
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 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
tendría que pagar la empresa por la indisponibilidad del mismo tanto para las 168 horas
actuales como para las 15 horas propuestas.
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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.
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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
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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.
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Tabla 6. Eventos del tercer 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 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
tendría que pagar la empresa por la indisponibilidad del mismo tanto para las 168 horas
actuales como para las 15 horas propuestas.
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.
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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
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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
PCSA con el plan actual PCSA con el plan propuesto
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.
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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
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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.
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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
PCSA con el plan actual PCSA con el plan propuesto
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.
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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
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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.
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§ 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.
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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.
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§ 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
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BIBLIOGRAFÍA
BARON, Alfonso y FLOREZ, Lucio. Introducción al análisis de sistemas de potencia.
Bogotá. Ed. Fiun, 1993.
CHAPMAN, Stephen. Máquinas eléctricas. México D.F. Ed. McGraw-Hill, 1990.
Electrical T&D World July/August 2000. Vol 214 N° 4. The McGraw-Hill Companies.
Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá, Maintenance Manual For 56 MVA
Autotransformer. Tokio Japan. 1982.
FINK G. Donald. Manual de Ingeniería Eléctrica. Tomo II. Décima Tercera Edición.
México. 1995.
FITZGERALD, A.E. y KINGSLEY, -charles. Máquinas eléctricas. México D.F. Ed.
McGraw-Hill, 1994.
INGETEC. Proyecto de la Fase de Reserva para los bancos de autotransformadores con
PLC Subestaciones de San Felipe e Ibagué. Bogotá. 1999.
INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. – ISA- , Gerencia de expansión. Estudio de
conexión al sistema de transmisión nacional, cuarto transformador en Torca 230 kV.
Medellín, 1999.
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ86
Maintenance Manual For 56 MVA Autotransformer Osaka. Tokio Japan. 1984.
Maintenance Manual For 56 MVA Autotransformer Mitsubishi. Tokio Japan. 1984.
MARTÍN, José Raull. Diseño de subestaciones eléctricas. México D.F. Ed. McGraw-Hill,
1992.
Plan de Contingencias para ATR de 56 MVA, Subestación Torca 230 kV. Bogotá. 2000.
RAMIREZ G, Carlos Felipe. Subestaciones de alta y extra alta tensión. Medellín.
REBOLLEDO BELLO, Luis Eduardo. Verificación en campo delas características de los
equipos de potencia, medida, control y protección, para el mantenimiento de Subestaciones
de 115 kV. Tesis de grado de la Universidad de La Salle. Bogotá. 2000.
ROMERO, Denice. Optimización de la configuración y análisis del planteamiento
operativo de la Subestación Torca 115 kV. Tesis de grado de la Universidad de la Salle.
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.
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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.
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ANEXOS
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ANEXO A. DIAGRAMA UNIFILAR SUBESTACIÓN TORCA 230 kV.
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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.
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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.
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CONTINUACIÓN ANEXO B
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.
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CONTINUACIÓN ANEXO B
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.
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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
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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
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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;
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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
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ98
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
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ99
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.
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 los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y,
C O N S I D E R A N D O:
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;
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, con relación al
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 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;
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ100
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.”
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ101
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.
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
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ102
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.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
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
C O N S I D E R A N D O:
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;
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ103
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, con relación al
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 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
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 ;
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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
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ105
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
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ106
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.
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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.
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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.
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ109
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
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ110
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
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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
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LILIANA ALEJANDRA AMAYA HURTADO MAURICIO JIMÉNEZ DÍAZ112
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:
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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.
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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.
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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:
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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
Circuitos de 220 o 230 kV – Longitud ≤ 100km
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
Circuitos de 220 o 230 kV – Longitud ≤ 100km
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).
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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:
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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
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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
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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.
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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
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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.
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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.
ARTÍCULO 15o. La presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el
Diario Oficial.
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PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá, D.C.
CARLOS CABALLERO ARGAEZ CARMENZA CHAHIN ALVAREZ
Ministro de Minas y Energía Director Ejecutivo
Presidente
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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):
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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
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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.
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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:
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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.
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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
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ANEXO J. RUTAS EN PATIO DE LAS SEÑALES DE CONTROL, FUERZA YCORRIENTES DE LOS ATR’s
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ANEXO K. RUTAS EN PATIO DE LA DELTA DE COMPENSACIÓN (13.8kV) Y ELNEUTRO DE LOS ATR’s
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ANEXO L. CAJA ESPEJO PARA ATR
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CONTINUACUÓN ANEXO L
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ANEXO M. CAJA ESPEJO PARA FASE DE REPUESTO
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CONTINUACIÓN ANEXO M
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ANEXO N. MEDIDAS DE LAS CAJAS ESPEJO Y VISTA LATERAL
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ANEXO P. DISPOSICIÓN DE LAS BORNERAS EN LAS CAJAS ESPEJO TANTO
PARA LOS ATR’s COMO PARA LA FASE DE REPUESTO
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ANEXO Q. ESQUEMA DEL PUENTE DE CONEXIÓN PARA 230 kV.
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ANEXO R. ESQUEMA DEL PUENTE DE CONEXIÓN PARA 115 kV.
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ANEXO S. DISTANCIAS ELÉCTRICAS DE LOS AISLADORES DE 230 Y 115 kV.