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República de Colombia
DEPARTAMENTO NACIONAL DE PLANEACION
MINISTERIO DE OBRAS PUBLICAS
Instituto Colombiano de Energía Eléctrica
PROGRAMA DE INTEGRACIÓN FRONTERIZA
COLOMBO-ECUATORIAL A
- Infraestructura Eléctrica -
_*.*'•
Documento DNP-*81A"
Octubre 4 de 1971
UINF - UDRU
Circulación :
Gobiernos Colombiano y
Ecuatoriano
CONTENIDO
Páginas
I INTRODUCCIÓN 1
II ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE
NARIÑO 2
a. Sistema de Generación 2
b. Sistema de Transmisión y Distribución 3
III PROGRAMAS FUTUROS PARA EL DEPARTA
MENTO DE NARIÑO 4
a. Sistema de Generación 4
b. Sistema de Transmisión, Subtransmisión y
Distribución 6
IV ESTADÍSTICAS Y PROYECCIONES 10
V PUTUMAYO 13
VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 13
ANEXO No. 1 : Convenio entre el ICEL y el INECEL sobre
intercambio de energía.
ANEXO No. 2 : Disposiciones técnicas del convenio de inter
conexión eléctrica entre el ICEL y el INECEL.
República de Colombia
DEPARTAMENTO NACIONAL DE PLANEACION
MINISTERIO DE OBRAS PUBLICAS
Instituto Colombiano de Energía Eléctrica
PROGRAMA DE INTEGRACIÓN FRONTERIZA
COLOMBO-ECUATORIAL A
- Infraestructura Eléctrica -
Documento DNP--31A- UINF - UDRU
Octubre 4 de 1971
Circulación :
Gobiernos Colombiano y
Ecuatoriano
1. INTRODUCCIÓN
El presente informe constituye un documento de trabajo al ser
vicio del Grupo Técnico Mixto que elabora las bases para el
programa de Integración Fronteriza Colombo-Ecuatoriana, en lo
que respecta al sector de infraestructura eléctrica.
El documento contiene la descripción de la situación actual y
las proyecciones futuras del sector en el Departamento de Na-
r¿ño y en la Intendencia del Putumayo, que forman la zona
fronteriza colombiana. Igualmente se incluyen los documentos
que regulan la interconexión eléctrica existente con el Ecuador.
2.
II. ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE NARIÑO
a. Sistema de Generación
Actualmente la demanda del sistema eléctrico de Nariño
está siendo atendida mediante plantas hidráulicas y dos peque_
ñas plantas térmicas. En el Cuadro I se presentan las plantas
existentes.
CUADRO I
PLANTAS GENERADORAS EN
Nombre
HIDRÁULICAS.
Sapuyes
Río Bobo
Río Ingenio
Río Mayo I
Rio Mayo II
TOTAL
NARIÑO
Capacidad (MW)
1.85
4.30
0.20
0.60
21.00
27.95
3.
DIESELES
Rio Bobo 1.00
Tumaco 0.64
TOTAL 1.64
TOTAL CAPACIDAD 29.59
b. Sistema de Transmisión y Distribución
El sistema de transmisión actual comprende las siguientes
lineas : Río Mayo-Pasto (115 kV), Pasto-Túquerres-Ipiales-
Tulcán (34.5 kV).
Además de las líneas anteriores, el departamento tiene lí
neas de subtranemisión a 13.2 kV a los siguientes municipios :
San Pablo, La Cruz, La Unión, Pupiales, Sapuyes, Ospina,
Puerres, Aldana, Cumbal, Genova, Guaitarilla, Guachucal y
Sandoná. Además llega energía a los siguientes corregimien
tos : Córdoba, Corlosbma, Santana, Santander, Ingenio, Albán,
Briceño, Cartago y Belén y también a los siguientes caseríos :
Buenos Aires, Villanueva y La Caldera.
De lo anterior se deduce que de los 50 municipios con que
4.
cuenta el departamento 16 están alimentados mediante lineas
de subtransmision. De los 34 municipios restantes, Tumaco
y 30 municipios más tienen planta propia, los tres restantes
carecen del servicio.
Las subestaciones existentes en el departamento son :
1. Pasto I 34.5/13.8 kV, 5 MVA
2. Pasto II 115/13.8 kV, 26.26 MVA
3. Sandoná 34.5/13.2 kV, I MVA
4. Ipiales 34.5/13.2 kV, 1.8 MVA
Además del sistema de transmisión mencionado la línea
Mayo-Pasto se prolonga hasta Popayán a 115 kV, para permi_
tir intercambios de energía entre los departamento de Nariño
y Cauca.
UI. PROGRAMAS FUTUROS PARA EL DEPARTAMENTO DE NA
RIÑO
a. Sistema de Generación
El Gobierno Nacional ha adoptado las políticas de integra-
5.
ción física e institucional de los sistemas eléctricos con el
objeto de aprovechar las witajsis que se derivan de la construc
ción de centrales generadoras de gran tamaño que permitan cu_
brir las demandas de los mercados interconectados. Por ello,
como el sistema de Nariño quedará integrado al sistema inter-
conectado, en el futuro no se construirá ninguna planta para
uso exclusivo del departamento, sino que los posibles aprove
chamientos que se construyan serán proyectos que alimentarán
todo el sistema interconectado nacional. Es así" como el proyec_
to de la Central de Río Patía actualmente en estudio no será
un proyecto regional sino nacional.
En diciembre de 1970 fue celebrado un contrato entre el
Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL) y las firmas
Hidroestudios y Harza Enginneering Company, para estudiar
los posibles aprovechamientos de la hoya del Río Patía. El es_
tudio se compone de tres partes, la primera de las cuales fue
concluida en el mes de julio. En esta primera etapa se iden
tificaron una serie de proyectos, algunos de los cuales después
de las dos etapas subsiguientes serán eliminados, para sola
mente quedar aquellos que proporcionen la mayor capacidad de
6.
generación a menor costo. Como una primera aproximación pue_
de considerarse que la capacidad final del proyecto estará en
tre 1.500 y 1.900 MW dividida entre varios desarrollos que po
drán estar en operación en la próxima década. Dichos proyec
tos se encuentran a una distancia aproximada de 60 km al nor_
te de Pasto. El costo del estudio es de $19.353.000 y US$ 925.
000.
La localidad de Tumaco continuará su desarrollo aislado
por hallarse a gran distancia del resto del sistema del depar
tamento, Para suplir las demandas futuras en esta población
se ha proyectado la instalación de una planta termoeléctrica
de 5 MW.
b. Sistema de Transmisión, Subtransmision y Distribución
En cuanto al sistema de transmisión, se tiene prevista la
construcción de la línea de 115 kV entre Pasto e Ipiales, línea
que puede estar en funcionamiento a fines de 1973 o principios
de 1974, dicha línea tiene un costo aproximado de $8.280.000
y US $ 576.000. A estos costos debe agregarse el ensanche
de la subestación de Pasto ($340.000 y US$ 11.500) y el de
7.
la subestación de Ipiales (115/34.5 kV) ($ 750.000 y US $260.
000). Una vez se haya terminado la construcción de esta linea
hasta Ipiales y se hayan ampliado las subestaciones será posi
ble la interconexión a 115 kV con Tulcán.
Además del sistema de transmisión mencionado anteriormen
te, se está construyendo la linea Popayán-Cali, la cual entrará
en funcionamiento a principios de 1973. Mediante esta línea, el
sistema de Nariño quedará integrado al sistema central formado
por los mercados de la CVC, CHEC, Medellíh, Bogotá y el
Nordeste. De esta manera el departamento de Narifío podrá
comprar la energía que necesite a Interconexión Eléctrica S. A.
(ISA) y tener un suministro confiable.
En cuanto a proyectos de subtransmisión y distribución se
tienen dos programas teñedientes a construir nuevas redes y
lineas de subtransmisión y a mejorar las existentes, siendo
ellos el programa BID-ICEL y el plan complementario de Na
riño. El primero comprende las siguientes obras : Línea Sa-
puyes-Ricaurte (33 kV, 43.5 km). Reforma y ampliación de las
siguientes redes : Pasto, Ipiales, Tumaco, Ricaurte, Sandoná,
Túquerres, La Cruz, La Unión, Samaniego, Ancuyá, San José,
8.
Chachagüí, Nariño, Buesaco, Tunes, lies, Consocá, Tambo
y Tangua.
CUADRO II
OBRAS DEL PLAN BID-ICEL EN REDES
Circuito Reforma Ampliación
Primario 29.8 kms 51.8 kms
Secundario 10.7 kms 99.4 kms
Transformación 9750 kVA 7850 kVA
El costo del programa es de US $ 3.086.000.
El plan complementario de Nariño comprende las siguientes
obras s
Linea s
Río Mayo-La Cruz-San José 34.5 kV, 35 km
Rio Mayo-La Unión 34.5 kVf 15 ^
Pasto-La Laguna-El Encanto-Hoteles 34.5 kV, 24 km
Pasto-Nariño 34# 5 kv> n j^
Nariño -Sandoná -Ancuyá 34. 5 kV, 25 km
9.
San José-El Tablón 13.2 kV, 7.5 km
San José-Buesaco 13.2 kV, 13 km
La Unión-Taminango 13.2 kV, 18 km
San José-San Bernardo 13.2 kV, 6 km
La Unión-San Lorenzo-Berruecos 13.2 kV, 25 km
Pasto-Chachagüí-Aeropuerto Cano 13.2 kV, 23 km
Nariño-Florida 13.2 kV, 5 km
Nariño-Tambo-Peñol 13.2 kV, 25 km
Tambo-Matituy 13.2 kV, 6 km
Sandoná* -Consacá 13.2 kV, 12 km
Ancuyá-Linares 13.2 kV, 16 km
Ancuyá-Samaniego-La Lanada-Sotomayor 13.2 kV, 41 km
Catambuco-Yacuanguer 13.2 kV, 16 km
Yacuanguer-Tangua 13.2 kV, 5 km
Gspina-Imúes-Funes 13.2 kV, 17 km
Chaitán-El Espino 13.2 kV, 4. 5 km
Pupiales-Gualmatán-Iles 13.2 kV, 22 km
Ipiales-Las Lajas-Potosí 13,2 kV, 8 km
Gualmatán-Contaderos-San Juan 13.2 kV, 7 km
10.
Subestaciones
Rio Mayo 34.5/13.2 kV, 4000 kVA
La Cruz 34.5/13.2 kV, 1000 kVA
San José 34.5/13.2 kV, 1500 kVA
La Unión 34.5/13.2 kV, 2000 kVA
Pasto 13.2/34.5 kV, 5000 kVA
Plan Julio Bravo 6.6/13.2 kV, 2500 kVA
Nariño 34.5/13.2 kV, 1500 kVA
Sandoná 34.5/13.2 kV, 1000 kVA
Ancuyá 34.5/13.2 kV, 2000 kVA
Pupiales 34.5/13.2 kV, 1500 kVA
El costo de este plan es de $45.129.000 y US$2.656.800
para desarrollar en 30 meses.
IV ESTADÍSTICAS Y PROYECCIONES
En el Cuadro III se presentan los datos de generación, compras
y ventas de energía desde 1968 y sus proyecciones hasta 1974,
junto con el numero de suscriptores. En lo que respecta a pro_
yecciones se ha tomado en cuenta el plan complementario para
11.
el departamento de Nariño y los prgramas del plan BID-ICEL,
por lo cual los retrasos que se presenten en dichos programas
podrán alterar un poco las proyecciones.
CUADRO HI
DEMANDA Y
Demanda (MW)
Generación (GWh)
Compras (GWh)
Ventas (GWh)
GENERACIÓN
1968
10.7
47
-
37
1969
14.
65
-
51
PARA LOS
1970
8 22.8
100
-
79
AÑOS
1971
26.0
114
-
91
1968 -
1972
29.2
128
-
103
1974
1973
29.2
128
31
127
1974
33.!
147
44
153
No.de Suscriptores 22. 143 24.006 30.160 35.039 41.692 45.241 50.181
Como puede observarse, Nariño cuenta con suficiente energía-
hasta 1973, año en el cual debe comenzar a comprar a través
de la línea Pasto-Popayán-Cali a 115 kV. A continuación se pre_
senta un balance entre capacidad instalada y demanda en el de
partamento de Nariño.
12.
C U A D R O IV
BALANCE DE CAPACIDAD
1971 1972 1973 1974
Capacidad Instalada (MW)
Demanda Pico (MW) 1/
Superávit (Déficit) Capacidad
Instalada
29.
26.
5
0
29.
29.
5
2
34.
33.
5
0
34.
39.
5
6
3.5 0.3 1.5 (5.1)
Los faltantes de capacidad que aparecen en el Cuadro IV serán ¡
suplidos mediante la linea de interconexión, linea que tiene una ,
capacidad aproximada de 25 MW.
En cuanto a las tarifas aprobadas para el departamento son las ¡
siguientes :
Residencias
0-1000 kWh <f. 16
100-200 kWh tí 24
Más de 200 kWh tí 24
Comercial
Industrial
Oficial
Eloque
0-100 kWh
Más de 100 kWh
tí 19
tí 26
tí 16
tí 15
tí 13
1/ Incluye desde 1973 el sistema de Tumaco, más la planta de 5 MW
13.
Estas tarifas deberán revisarse anualmente con el fin de seguir
la política actual del Gobierno de que las empresas de energía
eléctrica deben llegar a ser completamente auto suficientes.
V. PUTUMAYO
Esta región del país cuenta con un servicio eléctrico bastante
deficiente por medio de pequeñas plantas diesel con costos de
operación bastante elevados.
No existen en la actualidad planes concretos para esta región.
VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El sistema de Nariño estará en capacidad de suministrar ener
gía a Tulcán en horas diferentes a las de pico hasta fines de
1972, año en el cual la capacidad del sistema de CEDENAR
estará comprometida en el suministro local, hasta la entrada
en servicio de la linea de interconexión a 115 kV Pasto-Ipiales
Tulcán que permitirá vender mayores volúmenes de energía al
Ecuador con la sola limitante de la capacidad de dicha línea
y las disponibilidades del sistema interconectado nacional. La
cantidad de energía vendible a corto plazo (hasta 1972) es de
14.
30 GWh/año entre las 10 de la noche y las 5 de la tarde. Por
consiguiente se recomienda establecer las necesidades de la
región de Ipiales, proyectando por lo menos para el período
1971-1980 las necesidades de energía y pico de potencia, y de
acuerdo con las disponibilidades de energía en Pasto determinar
las cantidades que se pueden vender al Ecuador a largo plazo.
A su vez, de acuerdo a las capacidades de las lineas, estudiar
las posibles ampliaciones con el fin de poder transportar dicha
energía.
Además es conveniente ir adelantando conversaciones entre la
empresa encargada del servicio eléctrico en la región fronteriza
del Ecuador con la Electrificadora de Narifío, con el fin de ir
estableciendo la forma como se han de planear en forma coor
dinada los proyectos futuros de los dos sistemas, así mismo
ir fijando las normas tarifarias que han de regir para los in
tercambios de energía (Ver Anexos Nos. 1 y 2).
GAV./mcm.
ANEXO No. 1
CONVENIO ENTRE EL INSTITUTO COLOMBIANO DE ENERGÍA
ELÉCTRICA Y EL INSTITUTO ECUATORIANO DE ELECTRIFI
CACIÓN SOBRE INTERCAMBIO DE ENERGÍA.
Entre los suscritos, GERARDO SILVA VALDERRAMA, mayor de
edad y vecino de Bogotá (Colombia), con Cédula de Ciudadanía No.
2'028.802 expedida en Bucaramanga, en su carácter de Gerente en
ejercicio y representante legal del INSTITUTO COLOMBIANO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA, entidad descentralizada de la República de
Colombia, creada por la Ley 80 de 1946 y reorganizada por Decre
to 3175 de 1968, y con domicilio en Bogotá, debidamente autorizado
por su Junta Directiva según consta en el Acta No. 492 correspondien
te a la sesión verificada el día 14 de Enero de 1970, por una parte,
que en adelante se llamará ICEL; y FRANCISCO CISNEROS, también
mayor de edad y vecino de Quito (Ecuador), identificado con Cédula
de Identidad No. 17-0020815, quien en su carácter de Gerente Gene
ral obra en nombre y representación del INSTITUTO ECUATORIANO
DE ELECTRIFICACIÓN, organismo oficial de la República de Ecua
dor, creado por Decreto Ley de EmeigenckNo. 24 de Mayo 23 de 1961,
debidamente autorizado por su Directorio, conforme consta en el Ac-
2.
ta No. 54 del día 11 de Noviembre de 1969, que en lo sucesivo y en
este documento se llamará INECEL, por la otra parte, se ha celebra^
do el Convenio contenido en las cláusulas que más adelante se estable
cen, previas las consideraciones siguientes: 1) - Que con fecha 12 de
Marzo de 1966 se firmó el Acuerdo o Programa de Integración Fron
teriza Colombo-Ecuatoriana, dentro del cual se convino en llevar a
cabo un plan de interconexión eléctrica de ambos países; 2) - Que el
Banco Interamericano de Desarrollo (BID), recomendó dicha interco
nexión; 3) - Que entre ICEL e INECEL, con fecha 11 de Febrero de
1966, se suscribió un Acuerdo de carácter general sobre la ejecución
de las obras necesarias para la interconexión eléctrica entre Ipiales
(Colombia) y Tulcán (Ecuador); 4) - Que es necesario desarrollar e
impulsar el Acuerdo antes mencionado con el fin de darle cumplido
efecto a los deseos que animaron a ambas partes contratantes.
PRIMERA. - Objeto: ICEL e INECEL convienen efectuar un intercam
bio de energía eléctrica, de acuerdo con programas mensuales previa
mente aprobad©* por las partes contratantes.
PARÁGRAFO lo. - Las dos Instituciones, de mutuo acuerdo, determi
narán la forma más conveniente de efectuar la interconexión de los dos
3.
sistemas a fin de asegurar la estabilidad de los mismos y la conti
nuidad del servicio.
PARÁGRAFO 2o. - El intercambio de energía se hará en dos etapas :
la primera a 13.2 KV y la segunda a 33 KV.
SEGUNDA. - Documentos que integran el Convenio : Este Convenio es
tá integrado por los siguientes documentos; a) El presente instrumen
to; b) El anexo, titulado : Disposiciones Técnicas, y c) Reglamento
de operación. Todos los documentos que forman el Convenio son com
plementarios entre sí*. Lo convenido o estipulado en uno se considera
tan obligatorio como si fuera estipulado en todos. En caso de diferen
cias entre los términos de los documentos que integran el Convenio,
regirán con prioridad los términos del presente instrumento.
TERCERA. - Precio de la Energía : El precio del Kwh convenido para
la energía suministrada por cualquiera de las partes, es el de US $
0,011 por Kwh.
Las sumas que una de las partes deba pagar a la otra, resultantes
de las compensaciones que se hagan entre la energía recibida y entre
gada, pueden ser efectuadas en pesos colombianos o en sucres, res-
4.
pectivamente, para lo cual se computará a la tasa oficial de cambio
correspondiente al día de la lectura para el caso de Colombia y al
tipo oficial de cambio en el caso de Ecuador, en la misma fecha.
CUARTA. - Determinación y Pago de los Consumos : El último día
de cada mes tanto ICEL como INECEL tomarán la lectura de los con
tadores de sus respectivas subestaciones, verificando y concillando
cualquier discrepancia que se presentare. En base de estas lecturas,
se determinará la energía neta entregada por una entidad a la otra du
rante el mes, es decir, se efectuarán las compensaciones entre ener
gía recibida y energía entregada. Trimestralmente se hará la compen
sación definitiva y la diferencia en kilowatios - hora será pagada por
la entidad deudora tal como se establece en la Cláusula Tercera.
PARÁGRAFO lo.- Tanto ICEL como INECEL se comprometen a cola
borar en la verificación de la exactitud de los medidores de energía.
Para efectos de lectura de medidores, operación y mantenimiento de
la línea de transmisión y de cualquier otro detalle de coordinación en
el intercambio de energía, CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S. A.
(CEDENAR) actuará a nombre y en representación de ICEL, y la EM
PRESA ELÉCTRICA DE TULCAN, a nombre y en representación de
5.
INECEL, hasta cuando éste estime conveniente.
PARÁGRAFO 2o. - Las discrepancias de que trata esta cláusula, que
sean imputables a pérdidas en la lineas, quedarán a cargo de la en
tidad que reciba la energía.
QUINTA. - Tolerancia s Las partes aceptan una tolerancia de más
o menos 10% (+ - 10 %) en la tensión nominal y demás o menos -
2 % ( + - 2 %) en la frecuencia, salvo caso de cambios bruscos o
accidentales.
SEXTA. - Intercambio ; Cuando de acuerdo a los términos de este
Convenio una parte suministrare energía eléctrica a la otra, este ser
vicio estará supeditado a la posibilidad de una de las partes en prestar^
lo y a la necesidad que tenga la otra en recibirlo. En tal sentido las
partes tan solo se comprometen a suministrar la demanda que se pue
da servir en el momento en que se requiera.
SÉPTIMA. - Plazo del Convenio : El plazo del presente Convenio será
de dos (2) años, contado a partir de la fecha en que se suscriba. El
convenio se considerará prorrogado automáticamente por períodos de
un (1) año, si ninguna de las partes avisa por escrito a la otra, con
6.
seis (6) meses de antelación al vencimiento, su intención de terminar^
lo por vencimiento del plazo.
OCTAVA. - Sitios de Entrega; ICEL entregará y medirá la energía a
INECEL en su subestación de Ipiales; por su parte INECEL entregará
y medirá la energía a ICEL en su subestación de Tulcán.
NOVENA. - Operación y Mantenimiento. Comité de Interconexión. -
ICEL e INECEL se comprometen a operar y mantener los equipos de
generación, transformación y la línea de transmisión, en condiciones
técnicas satisfactorias para el servicio, dentro de su respectivo terri
torio. En caso de que se presenten deficiencias en la línea, ICEL o
INECEL podrán suspender, sin previo aviso, el servicio.
Las partes contratantes se obligan a croar, dentro de los treinta (30)
días siguientes a la firma del presente Convenio, un Comité de Inter
conexión encargado de agilizar y solucionar en principio los problemas
inherentes a este tipo de acuerdo, así como de sugerir las modifica
ciones que estime necesarias y recomendar la ejecución de aquellas
instalaciones que permitan una mejor operación del sistema interco-
nectado. En el documento sobre disposiciones técnicas queda inclui
da la reglamentación de este Comité.
7.
DÉCIMA.- Deuda de INECEL ; La deuda pendiente a cargo de INECEL
y a favor de ICEL por concepto de la construcción de la linea Ipiales
Tulcán, será pagada por INECEL en dólares de los Estados Unidos de
América, computados al cambio del Col. $ 16.30 por US$ 1 , en un
plazo de cinco (5) años, con intereses del seis por ciento (6%) anual,
en diez (10) cuotas semestrales iguales y sucesivas, la primera de
la8 cuales vencerá seis (6) meses después de la fecha de la firma de
este Convenio.
PARÁGRAFO. - Para la determinación del monto de las cuotas de que
trata esta cláusula, se hará de común acuerdo entre las partes, den
tro del mes siguiente a la firma del presente documento, la liquidación
de las inversiones efectuadas por ICEL que permita definir la cantidad
que queda a cargo de INECEL.
UNDÉCIMA. - Garantías : Por tratarse de organismos oficiales de am
bas naciones, no se estipulan garantías específicas, pero ICEL o INE
CEL, según el caso, se reservan el derecho de suspender el servicio
por falta de pago oportuno.
DUODÉCIMA. - Terminación del Convenio por voluntad de las partes :
ICEL o INECEL podrán dar por terminado el presente Convenio antes
8.
de sobrevenir el vencimiento del plazo estipulado o de las prórrogas
si se hubiere acordado, mediante aviso dado por escrito por una de
las partes a la otra, con una antelación no inferior a seis (6) meses.
DECIMA TERCERA. - Modificaciones s Loe términos de este Convenio
estarán sujetos a revisión a solicitud de cualquiera de las partes con
tratantes, pudiéndose alterar sus términos, previa aprobación de los
órganos directivos de las respectivas entidades.
DECIMA CUARTA. - Arbitramento : Cualquier discrepancia que ocurra
entre las partes con respecto a la interpretación o ejecución del pre
sente Convenio, que no pueda ser resuelta amigablemente, será some
tida a la decisión de un Tribunal de Arbitramento que debe fallar en
derecho sujetándose, según la nacionalidad de la entidad reclamante, a
la legislación del respectivo país. El Tribunal será constituido para que
actué en Bogotá o en Quito, de acuerdo con la regla precedente, y se
conformará de la siguiente manera : cada una de las partes designará
un Arbitro, y estos dos Arbitros designarán un tercero. Si alguna de
las partes al ser requerida por la otra, no nombrare el Arbitro que
le corresponde, dentro de los quince (15) días siguientes al requerimien
to, lo designará el Juez ante el cual se haga dicho requerimiento. Si
9.
los dos Arbitros así nombrados no se pusieren de acuerdo en el tér
mino de quince (15) días sobre el Arbitro tercero, cualquiera de las
partes, o ambas, podrá solicitar a la Comisión Interamericana de Ar
bitraje Comercial que designe el tercer Arbitro.
Para constancia, se firma en el Puente de Rumichaca a los dieciseis
(16) días del mes de Enero de mil novecientos setenta (1970).
INSTITUTO COLOMBIANO DE INSTITUTO ECUATORIANO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA ELECTRIFICACIÓN
(Fdo) GERARDO SILVA VALDERRAMA (Fdo) FRANCISCO CISNEROS
Gerente Gerente
ANEXO No. 2
DISPOSICIONES TÉCNICAS
DEL
CONVENIO DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA
ENTRE EL
INSTITUTO COLOMBIANO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ( ICEL )
Y EL
INSTITUTO ECUATORIANO DE ELECTRIFICACIÓN ( INECEL )
DISPOSICIONES TÉCNICAS
ORGANIZACIÓN
En principio la jerarquía superior de la interconexión esta
rá constituida por un Comité de Interconexión formado por cua
tro (4) representantes, dos por cada entidad, los cuales deberán
ser ejecutivos de sus respectivas organizaciones técnicas, y con
suplentes con autoridad para actuar en su ausencia.
Los miembros del Comité tienen el derecho de invitar a no
miembros en calidad de consulta.
Las decisiones del Comité deben ser tomada por unanimidad y
deberán ser presentadas por escrito a la Dirección de sus respectivas entidades. "~
El Comité de Interconexión tendrá bajo su responsabilidad agi
lizar los problemas inherentes a este tipo de acuerdo, tanto en
la parte de operación como en los intercambios de energía.
Asimismo, sugerirá las modificaciones a las presentes dispo
siciones, de considerarlas necesarias y recomendará la ejecu
ción de aquellas instalaciones que permitan una mejor operación del Sistema interconectado.
II FUNCIONES
El Comité de Interconexión estará encargado del intercambio
de energía a través de la línea de transmisión a 33 KV "Ipia-
les - Tulcán" y coordinará las entidades que participen en este intercambio.
En forma general estas funciones serán las siguientes :
1) Coordinar la producción de energía de las plantas genera-
2.
doras del Sistema Interconectado, incluyendo la potencia
reactiva, asignando las reservas rodantes de acuerdo con
los criterios que establezca el mismo Comité.
2) Coordinar el mantenimiento de centrales, subestacionesy lineas de manera de reducir a un mínimo el riefgo de
interrupciones de servicio.
3) Llevar records detallados de la operación del Sistema Interconectado y será responsable de su análisis y posterior
divulgación a los organismos competentes de ambas empresas.
III SEDE DEL COMITÉ
El Comité de Interconexión tendrá como sede alternativamente las
Oficinas de Centrales Eléctricas de Nariño, S. A. en la ciudad
de Pasto (Colombia) y de la Empresa Eléctrica en Tulcán (Ecuador).
IV OPERACIÓN COORDINADA DEL SISTEMA
IV-1. POTENCIA Y ENERGÍA INTERCAMBIADA
El Comité tendrá criterio suficiente para mantener el
equilibrio del intercambio de energía diaria y semanal
y hacer el cómputo exacto de las deudas de una empresa a la otra.
El intercambio de energía se realizará siempre y cuan
do exista potencia disponible en los sistemas interconec-tados.
IV-2. EMERGENCIAS
En caso de emergencia cada una de las partes pondrá
3.
a la disposición del Comité todos los medios de genera
ción disponibles.
Si el déficit de generación es grave por cualquier causa,
el Comité de Interconexión deberá prever la desconexión
de circuitos en cada uno de los sistemas,, así como una
reducción no mayor del Diez por Ciento ( 10% ) en la
tensión. Queda entendido que esas condiciones extremas
de funcionamiento responderán a casos de emergencia y
que es responsabilidad del Comité, adelantar las medi
das para atenuar la duración y consecuencias de dichas
emergencias.
IV-3. CONTROL DE FRECUENCIA
El control de la frecuencia se efectuará en la Central
Hidroeléctrica de Río Mayo.
Se entiende que a, abrirse las líneas de interconexión,
cada una de las „.-.. rtes regulará las frecuencias en su
sistema.
En forma general, y así constará en los instructivos de
plantas, cualquier variación de la frecuencia por debajo
de Cincuenta y Nueve corra Cinco Ciclos por Segundo
(59.5 cps) debe ser corregida por los respectivos siste
mas en las medidas de sus posibilidades, mediante au
mento de la generación y/o bote de carga, efectuándose
ésta en el sistema que originó la caída de frecuencia.
Si por pérdida de carga, la frecuencia sube por encima
de Sesenta Coma Cinco Ciclos por Segundo ( 60,5 cps )
el operador de planta reducirá la generación a un nivel
adecuado.
IV-4. CONDICIONES DE FUNCIONAMIENTO DE GRUPOS
Las entidades proveerán al Comité de Interconexión de
4.
toda la información necesaria para las explotaciones
del sistema.
Es de especial interés:
Régimen de los aparatos de subestaciones.
Protecciones.
Tiempo de arranque de grupos en condiciones
normales y de emergencia.
Tiempo de su puesta en servicio, si los grupos
están fríos o calientes.
Forma de cargar a los grupos en el tiempo.
Régimen del grupo.
MEDICIÓN DE INTERCAMBIO DE ENERGÍA
Equipos de medición del tipo comunmente usados para este fin
serán ubicados en los siguientes lugares :
En la Subestación de Ipiales, sobre la salida del circui
to de interconexión a 33 KV Ipiales-Tulcán.
En la Subestación de Tulcán, sobre la salida del circui
to de interconexión a 33 KV Tulcán - Ipiales.
Los equipos de medida serán propiedad de las respectivas en
tidades, Ico cuales se encargarán de su mantenimiento.
Los medidores serán probados por representantes de las dos
entidades por lo menos una vez cada seis meses. Si el error
de medición es mayor de más o menos Dos por Ciento -
( + - 2% ), los medidores deberán ser nuevamente calibrados
o reemplazados por medidores que cumplan con este requisito
de precisión.
Durante los primeros meses de operación se hará un cálculo
aproximado de las pérdidas de transmisión en las lineas de
interconexión; si del resultado de ese cálculo se deduce que
5.
el monto de las pérdidas de transmisión no es mayor del Cinco
por Ciento ( 5% ), tal valor será imputado a la facturación. Si
por el contrario las pérdidas de transmisión son superiores al
Cinco por Ciento (5%) el Comité de Interconexión recomendará
los procedimientos a seguirse.
Los medidores serán leídos el último día de cada mes. Estos
valores serán asentados en un libro de contabilidad de energía
y serán los que determinen las deudas de una entidad a la otra.
VI REGLAMENTO DE OPERACIÓN
El Comité de Interconexión elaborará un "Reglamento de Ope
ración" el cual contemplará todas aquellas disposiciones com
plementarias que se requieran, para una mejor operación del
Sistema ínterconectado, el cual una vez aprobado por ambas
entidades pasará a formar parte integrante del Convenio de In
terconexión.
