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Noviembre 23 de 2006

San Carlos – Chivor 230 kVSolución a la superación del nivel de

corto de las subestaciones

San Carlos – Chivor 230 kVSolución a la superación del nivel de

corto de las subestaciones

Reunión CAPT No.69

Plan de Expansión UPME2006 - 2020

Reunión CAPT No.69Reunión CAPT No.69

Plan de Expansión Plan de Expansión UPMEUPME2006 2006 -- 20202020

Plan de Expansión UPME 2006 - 20202

Antecedentes


Plan de Expansión UPME Preliminar2006 - 2020

Publicación Página de la UPME - Julio 18Comentarios ISA - Agosto 17


Subestación San Carlos 230 kV

41.8 41.9

44.0 44.0 44.0

35.0

37.5

40.0

42.5

45.0

2007 2009 2011 2013 2015

Equipos actuales para 40 kA

Subestación Chivor 30.5 30.5 30.5 30.6 30.6

22.5

25.0

27.5

30.0

32.5

2007 2009 2011 2013 2015

Equipos actuales para 25 kA


Análisis decambio de equipos

SubestacionesSan Carlos 230 kV y Chivor 230 kV


San Carlos 230 kVListado de equipos a cambiar para 63 kA

Equipo CantidadTransformadores de corriente 75

Seccionadores 68Trampas de onda 12

Cuchilla de puesta a tierra 17Interruptores 25Pararrayos 63

Aisladores tipo poste 136

Adicionalmente:• Adecuación de la malla de puesta a

tierra (refuerzo con S/E energizada)• Cambio de bajantes y cables de

conexión de equipos

No se harán cambios en :• Equipos de sistemas de control y protección, cableado y barrajes• Estructuras de soporte de equipos (excepto interruptores)• Estructura de los pórticos en función de los sobreesfuerzos

mecánicos producidos por la acción del corto circuito


San Carlos 230 kVProcedimiento de cambio de equipos por campo

Cor

te A

Cor

te B

Cor

te C

Campo Consignación Grupos de trabajo

Observación

Corte A y C(cantidad 18)Corte B diámetros 6-7(cantidad 2)

Nacional 1 No causa desconexión

Corte B(cantidad 5)

Local 1 No causa desconexión

Pararrayos,trampas de onda y seccionadores de línea

Nacional(para cada circuito)

2 Desconexión de 7 días por circuito


Cambio de pararrayos, trampas de onday seccionadores de línea

Tiempo de consignación

Tiempo de ejecución

Tiempo de indisponibilidad Recursos

(horas) (horas) (horas) (H-h)

1 Marcación de cableado secundario para desconexión. 0 12 0 24

2 Cambio cables derivación Corte BC o AB fase A 24 12 24

3 Cambio cables derivación Corte BC o AB fase B 24 12 24

4 Cambio cables derivación Corte BC o AB fase C 24 12 24

2 Desconexión y desmontaje trampa de onda. 0 12 0 36

3 Adecuación cabeza de PT e Instalación trampas de onda . 0 12 0 36

2 Desconexión, desmontaje seccionadores y adecuación de estructura y base para nuevo seccionador 0 12 0 36

3 Montaje de nuevo seccionador 0 12 0 36

4,5 Calibración y pruebas mecánicas, eléctricas, comandos de control y de la cuchilla de puesta a tierra y del seccionador 24 24 24 144

5 Pruebas enlace PLP - trampa de onda 0 12 0 24

3 Desconexión y desmontaje de pararrayos 0 12 0 72

Reemplazo de aisladores soporte de conexión de salida de ATR3 y ATR4 0 24 0 144

4 Adecuación de estructuras, base e instalación de pararrayos. 0 10 0 20

4 Pruebas eléctricas de pararrayos. 0 2 0 4

5 Cambio bajantes de bahía de línea, transformación o generación 0 12 0 24

Día ACTIVIDAD

• 7 días de desconexión por bahía:― 5 bahías de línea― 4 bahías de generación ― 3 bahías de transformación

• El bloque de desconexiones se puede desplazar en el período de trabajo (noviembre 2007 – noviembre 2008)

• En noviembre de 2008 se conectan a San Carlos los circuitos Guatapé - Ancón Sur 1 y Guatapé - La Sierra (1 día de desconexión para cada circuito)

Cronograma en San Carlos 230 kVProgramación del cambio de equipos

2006 2007 2008o a m j j a s o n d

Contra-tación Fabricación de equipos Trabajos sobre los cortes Desco-

nexiones

n d e f me f m a m j j a s o n d

• Especificación técnica• Revisión Legal• Revisión Financiera• Selección proveedor

Septiembre Octubre Noviembre

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D7 D8 D9 D10 D11 D12

01-07 08-14 15-21 22-28 29-05 06-12 13-19 20-26 27-02 03-09 10-16 17-23

Nota: Cuando entren en servicio las dos unidades de San Carlos (hoy en reparación) se debe reconfigurar Guatapé - San Carlos y San Carlos - Ancón Sur 1 en Guatapé - Ancón Sur 1, mientras se implementa la solución definitiva.


Chivor 230 kVListado de equipos a cambiar para 40 kA

Equipo CantidadTransformadores de corriente 21

Seccionadores 49Trampas de onda 5Cadenas de aisladores 233

Cuchilla de puesta a tierra 10Interruptores 7Pararrayos 42

Aisladores tipo poste 40

Adicionalmente:• Adecuación malla de puesta a tierra

(con S/E energizada)• Cambio de bajantes y cables de

conexión de equipos• Refuerzo de estructuras, pórticos y

fundaciones• Cambio de barraje

No se harán cambios en :• Equipos de sistemas de control y protección, y cableado


Chivor 230 kVProcedimiento de cambio de equipos por campo

Campo Consignación Observación

Bahías de línea

Bahía de trafo

Bahías de generación 1-4

Nacional 5 días de indisponibilidad por bahía

Bahías de generación 5-8

Nacional 4 días de indisponibilidad por bahía

Procedimiento general

Para cada bahía se hará uso de la bahía de acople (en la mayoría de los casos) y trabajos con tensión, para afectar lo mínimo posible la disponibilidad de los activos.

• 5 días de desconexión por cada una de las siguientes bahías:• 6 bahías de línea• 1 bahía de transformación• 4 bahías de generación (G1-G4)

• 4 días de desconexión por cada una de las siguientes bahías :• 4 bahías de generación (G5-G8)

• Para cambiar el barraje, se deben desconectar 4 unidades durante 4 días(se puede programar sin causar impacto sobre el sistema)

• Desde junio de 2009 se eliminan las restricciones de generación en Chivor

Cronograma en Chivor 230 kVProgramación del cambio de equipos

2006 2007 2008 2009o a m j j a s o n d e f m a m j

Fabricación de equiposEstudio Contra-tación Trabajos incluyendo desconexiones

n d e f me f m a m j j a s o n d

• Especificación técnica• Revisión Legal• Revisión Financiera• Selección proveedor

• Contratación estudios detallados (1.5 meses)

• Estudios (2 meses)

jmamfe

2009

dnosajjmamf

2008

5d 5d 5d 5d 5d 5d 5d 5d 5d 5d 5d 4d 4d 4d 4d

Desconexiones (duración en días)


Potencialidad para realizar las desconexiones en Chivor

39%

83%

47%

89%

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

125

(1un

)

250

(2un

)

375

(3un

)

500

(4un

)

625

(5un

)

750

(6un

)

875

(7un

)

1000

(8un

)

MPODE 5 añosHistoria 5 añosMW

Probabilidad que el despacho sea menor o igual a 500 MW (4 un)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

125

(1un

)

250

(2un

)

375

(3un

)

500

(4un

)

625

(5un

)

750

(6un

)

875

(7un

)

1000

(8un

)

MPODE 5 añosHistoria 5 años

De acuerdo con la historia y la proyección de los despachos de Chivor, se observa una alta potencialidad para realizar las desconexiones sin generar impacto para el sistema (en promedio el 86% del tiempo se encuentran despachadas 7 unidades o menos y el 43% del tiempo se encuentran despachadas 4 unidades o menos)


Consideraciones adicionales para la evaluación de

nuevas subestaciones vscambio de equipos


Consideraciones adicionales para la evaluación denuevas subestaciones vs cambio de equipos

• Reducción del nivel de corto como resultado de la nueva subestación

• Impacto en pérdidas

• Costo de inversión por equipos adicionales requeridos para la conexión de la nueva subestación

• Costo de restricciones por tiempo de entrada de la nueva subestación


17.3

11.9

4.43.60

3

6

9

12

15

18

1 km 2 km 3 km 4 km 5 km 6 km 7 km 8 km

Niv

el d

e co

rto (k

A)

Reducción del nivel de corto como resultado de la nueva subestación

Reducción el nivel de corto circuito para falla monofásica (kA) en el transformador 230/13.8 kV (lado 220 kV) por el desplazamiento de la

subestación

15.5

10.9

0.930

3

6

9

12

15

18

1 km 2 km 3 km 4 km 5 km 6 km 7 km 8 km

Niv

el d

e co

rto (k

A)

Análisis UPME

Análisis ISA

San Carlos

Chivor


Impacto en las pérdidas del sistemaSubestación San Carlos 230 kV

Demanda 2010 Duración Duración Pérdidas Precio Bolsa Pérdidas

Escenario Base UPME (%) (Horas) (MWh) (USD/MWh) (USD)

TOTAL Pérdidas 2010 403,625



Máx 271.32 273.72 12.5 1,095 2,628 32.60 85,673

Med 170.16 172.28 27.1 2,373 5,030 26.09 131,233Hidráulico

Mín 93.04 93.28 10.4 912 219 25.00 5,474

Máx 283.62 285.92 12.5 1,095 2,519 32.60 82,103

Med 172.53 174.01 27.1 2,373 3,512 26.09 91,615Térmico

Mín 75.00 75.33 10.4 912 301 25.00 7,527

VPN Pérdidas 2008 – 2031 (Tasa 10%) 4,021,979

7 8

Ancó

n 1

Ancó

n 2

Esme

ralda

1

Esme

ralda

2

Purn

io1

Purn

io2

5.00 km

1 2 ATR 1-2 ATR 4

Guata

pé 1

Guata

pé 2

La S

ierra

1

Inversión NuevaSubestación San Carlos (USD septiembre 2006)

Inversión NuevaSubestación Chivor

(USD septiembre 2006)

1 2 3 4 5 6 7 8

Guav

io1

Guav

io2

Soch

agota

1

Soch

agota

2

Torca

1

Torca

2

3.78 km


Consideraciones sobre la conexiónen serie transformador + línea

Confiabilidad de transformadores de generación y 230/500 kV

Aumenta la probabilidad de falla considerando que es una zona de alto nivel ceráunico y problemas de orden público (implica alta vulnerabilidad de la infraestructura eléctrica)

Transformadores 230/500 kV

Dificulta la implementación de recierre monopolar para una falla en el tramo de línea a 230 kV

Dificulta la implementación del esquema de protección


Consideraciones sobre la conexiónen serie transformador + línea

Transformadores 230/500 kV

La energización del conjunto transformador-línea (sin bahía) somete los transformadores a mayores sobretensiones, lo que implica mayores esfuerzos por corriente de Inrush disminuyendo la vida útil

100 Energizaciónes Línea-Transformador desde 230 kV

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2 2.1V, p.u.

% d

e C

asos

que

exc

eden

la V

Sin Línea Línea de 2 km Línea de 5 km

100 Energizaciones Transformador-Línea desde 500 kV

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2 2.1V, p.u.

% d

e C

asos

que

exc

eden

la V

Sin Línea Línea de 2 km Línea de 5 km

Trabajos

Costo de restricciones portiempo de entrada de la nueva subestación

o n d f m a m j j a s o n d f m a m j j a s o n d f m a m j j a s o n de e e

2006 2007 2008 2009

o a m j j a s o n d e f m a m j j a s o n dn d e f me f m a m j j a s o n d

ReconfiguraciónGtpe-SCar y SCar-ASuren Gtpe-ASur

Trabajos

ReconfiguraciónGtpe-Scar-AsurGtpe-Scar-Sier

Entrada nueva subestación

ReconfiguraciónGtpe-Scar-AsurGtpe-Scar-Sier

Restricciones

San

Car

los

Trabajos

Trabajos

Entrada nueva subestación

Levantamiento de la restricción de las dos unidades

Restricciones

Chi

vor

Nueva subestación

Reposición

Nueva subestación

Reposición


Revisión de la evaluación económica

Subestaciones San Carlos y Chivor 230 kV

Evaluación económica (cifras en MUSD Sep 2006)SAN CARLOS 230 kV

Evaluación realizada por UPME Evaluación revisada por ISA

Ampliación Nueva S/E Ampliación Nueva S/E

USO + CONEXIÓN 1.0 km 4.0 km Límite superior a transferir al sistema 2.00 km 4.00 km 5.00 km

Inversión adicional del sistema 15.33 2.20 8.79 16.64 6.33 9.24 10.69

1 Sem 4 Sem

Restricción por proyecto 2.20 8.78 2.20 0.37 2.20

Restricción por desplazamiento de la solución

0.00 8.30

Sobrecosto en pérdidas 0.00 2.01 4.02 5.03

Total 2.20 8.78 4.40 10.99 17.01 18.84 23.76 26.22

No incluye bahías adicionales para la generac

Incluyeuso y conexión

CHIVOR 230 kV

Evaluación realizada por UPME Evaluación revisada por ISA

Ampliación Nueva S/E Ampliación Nueva S/E

USO + CONEXIÓN 2.0 km 5.0 km Límite superior a transferir al sistema 2.00 km 3.78 km 5.00 km

Inversión adicional del sistema 8.99 2.64 10.55 7.34 3.13 5.93 7.84

1 Sem 4 Sem

Restricción por proyecto 9.23 36.91 2.15 1.08 2.15

Restricción por desplazamiento de la solución

0.00 4.70

Sobrecosto en pérdidas 0.00 1.54 2.92 3.86

Total 9.23 36.91 4.79 12.70 8.41 11.53 15.70 18.55

Evaluación económica (cifras en MUSD Sep 2006)

No incluye bahías adicionales para la generac

Incluyeuso y conexión


Conclusiones y recomendaciones


Conclusiones y recomendaciones

Justificación:Alternativa más económica para el sistema(inversión + restricciones+pérdidas)

Adelanta la solución del problema del nivel de corto circuitoMenor cantidad de equipos y no requiere variantes de líneaNo requiere gestión ambiental y predial

Se preserva la confiabilidad del sistema, al no dejar conectada la generación y la transformación 500/230 kV a través de líneas adicionalesNo requiere extender el cordón de seguridad en la zona de ubicación de las subestaciones (poco viable para ubicación de una nueva subestación)

Se recomienda el cambio de equipos en las subestaciones existentes en lugar de construir nuevas subestaciones

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