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UPME

UNIDAD DE PLANEACIÓN

MINERO - ENERGÉTICA

EMPLEO DE NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LA SOLUCIÓN

DE PROBLEMAS CONCRETOS EN EL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN NACIONAL

INFORME ETAPA II

Febrero de 2006

UNIÓN TEMPORAL GERS-ISA-KEMA

Calle 3ª A. No. 65 - 118 Tel.: +57 (2) 339 5595 Fax: +57 (2) 339 0555

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PROYECTO: [U2 -14]

ARCHIVO: [Informe Fase II UPME FACTS V2.doc]

Preparó Revisó Aprobó

AVC-HQG SML-CAF

CAGS JMG

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http://www.gers.com.co/

UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO – ENERGÉTICA UPME

EMPLEO DE NUEVAS TECNOLOGÍAS EN LA SOLUCIÓN DE PROBLEMAS Revisión: 0 CONCRETOS EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL – ETAPA II Fecha: 06/04/2018

UT GERS-ISA-KEMA pág. 2

TABLA DE CONTENIDO

Pág.

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 4

2. MODELAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO ........................................................................... 5

2.1 DESCRIPCIÓN ............................................................................................................................... 5

2.2 CONEXIONES INTERNACIONALES.......................................................................................... 5

2.3 ELEMENTOS FACTS .................................................................................................................... 7

2.3.1 Compensador serie controlado (TCSC) ...................................................................................... 7 2.3.2 Compensador estático sincrónico (STATCOM) ......................................................................... 8 2.3.3 Compensador estático de reactivos (SVC) ................................................................................10

3. ANALISIS DE ALTERNATIVAS CON ELEMENTOS FACTS..................................................... 13

4. ANÁLISIS ZONA COSTA ATLÁNTICA .......................................................................................... 15

4.1 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS .....................................................................15

4.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS.................................................................................................19

4.2.1 Análisis de estado estable ..........................................................................................................19 4.2.2 Análisis de estabilidad de voltaje ..............................................................................................25 4.2.3 Análisis de estabilidad transitoria ..............................................................................................29 4.2.4 Análisis de pequeña señal ..........................................................................................................32 4.2.5 Conclusiones ..............................................................................................................................32

5. ANÁLISIS ZONA BOGOTÁ ............................................................................................................... 34

5.1 IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMAS .........................................................................................34


5.2.1 Análisis de estado estable ..........................................................................................................36 5.2.2 Análisis de estabilidad de voltaje ..............................................................................................51 5.2.3 Análisis de estabilidad transitoria ..............................................................................................51 5.2.4 Análisis de pequeña señal ..........................................................................................................54 5.2.5 Resumen de resultados ..............................................................................................................55

6. ANÁLISIS ZONA SUROCCIDENTE ................................................................................................ 58



6.2.1 Análisis de estado estable ..........................................................................................................61 6.2.2 Análisis de estabilidad de voltaje ..............................................................................................73 6.2.3 Análisis de estabilidad transitoria ..............................................................................................74 6.2.4 Análisis de pequeña señal ..........................................................................................................84 6.2.5 Resumen de Resultados Obtenidos Años 2008 - 2012 ..............................................................84

6.3 CONCLUSIONES..........................................................................................................................87

7. ANÁLISIS INTERCONEXIÓN CON ECUADOR ........................................................................... 88






7.2.1 Análisis de estado estable ..........................................................................................................91 7.2.2 Análisis de Estabilidad de Voltaje .............................................................................................96 7.2.3 Análisis de estabilidad transitoria ..............................................................................................96 7.2.4 Análisis de estabilidad de pequeña señal .................................................................................100

7.3 CONCLUSIONES........................................................................................................................101

8. ANÁLISIS INTERCONEXIÓN CON SIEPAC ............................................................................... 102

8.1.1 Análisis de estado estable ........................................................................................................102 8.1.2 Análisis de estabilidad de voltaje ............................................................................................103 8.1.3 Análisis de estabilidad transitoria ............................................................................................103 8.1.4 Análisis de estabilidad de pequeña señal .................................................................................107

9. ANÁLISIS INTERCONEXIÓN CON VENEZUELA ..................................................................... 109

9.1 ANÁLISIS DE LA ALTERNATIVA TCSC ................................................................................110

9.1.1 Análisis de estado estable ........................................................................................................110 9.1.2 Análisis de estabilidad de voltaje ............................................................................................111 9.1.3 Análisis de estabilidad transitoria ............................................................................................111 9.1.4 Análisis de estabilidad de pequeña señal .................................................................................115

9.2 MODELO DE CONTROL DEL COMPENSADOR SERIE CONTROLADO ............................116

10. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................................. 117

ANEXOS

ANEXO 1: RESULTADOS DE ESTABILIDAD DE VOLTAJE

ANEXO 2: RESULTADOS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA

ANEXO 3: RESULTADOS DE ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL




1. INTRODUCCIÓN

Tal como se evidencia en el Plan de Expansión del sistema de transmisión, se tiene que a

medida que aumenta la carga del STN se presentan restricciones físicas para encontrar

nuevos corredores para la construcción de líneas de transmisión. Estas restricciones pueden

ser evitadas o pospuestas por los nuevos avances tecnológicos tales como los FACTS. Los

FACTS, aumentan la capacidad de transporte, debido a su rápida respuesta transitoria. Lo

anterior significa que se hace necesaria y prioritaria la realización de estudios detallados del

Sistema de Transmisión Nacional que incluyan los análisis de estabilidad. Dichos análisis,

deben contemplar soluciones de expansión con tecnologías no tradicionales en Colombia,

con elementos FACTS.

En este documento se presenta la revisión del diagnóstico del sistema eléctrico de

Colombia y las conexiones internacionales, analizando las alternativas de solución de

problemas para el STN planteadas mediante elementos FACTS.

De las alternativas planteadas, se presentan los resultados de los análisis eléctricos de

estado estable y estabilidad, haciendo una descripción de la ubicación, tipo de elemento así

como las posibles mejoras, considerando el horizonte de expansión del sistema.

Para llevar a cabo las actividades anteriores, se conformo un grupo de trabajo, con

especialistas de las tres empresas que conforman la UT, procurando aprovechar las

fortalezas de los ingenieros en cada una de sus especialidades.

Los análisis que se presentan tienen como objeto determinar los aumentos de transferencia

de potencia que podrían lograrse si se hiciera uso de los FACTS. Desde este punto de vista,

es conveniente tener claridad sobre las ventajas que conlleva cada tipo de FACTS. Este

análisis fue presentado en el documento del estado del arte.




2. MODELAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO

2.1 DESCRIPCIÓN

El Sistema de Transmisión Nacional (STN) Colombiano está constituido por 10.999 km de

líneas de transmisión a 230 kV y por 1449 km de líneas a 500 kV, de los cuales ISA es

propietario del 68,5%. La capacidad de transformación del STN es del orden de 3960 MVA

y la capacidad de transformación en los puntos de conexión de los Operadores de Red con

el STN es de 12031 MVA.

La capacidad efectiva neta instalada del sistema de interconexión nacional a diciembre 31

de 2003 era de 13,200 MW de los cuales 12,847 MW (97.32%) son despachados

centralmente y 353 MW (2.68%) no despachados centralmente. De la capacidad efectiva

neta despachada centralmente 8,549 MW (66.54%) corresponden a plantas hidráulicas,

3,606 MW (28.07%) a plantas que operan con gas natural y 692 MW (5.38%) a plantas que

operan con carbón mineral.

En el STN se identifican dos regiones interconectadas actualmente por un doble circuito a

500 kV. En la región norte, la cual contiene una sola área predomina la generación térmica.

El área asociada a la región norte, se le denomina Área Costa. En la región Centro, están

las más importantes fuentes de generación de Colombia y predomina la generación

hidráulica, pero es de anotar que dispone de varias fuentes térmicas. En esta región se

identifican las siguientes áreas: Nordeste, EPSA, CEDELCA, CEDENAR, CHEC, THB,

EPM y Bogotá.

2.2 CONEXIONES INTERNACIONALES

Durante el año 2003 entró en operación la interconexión Colombia – Ecuador mediante un

doble circuito entre las subestaciones Jamondino 230 kV (Colombia) y Pomasqui 230 kV

(Ecuador). El tramo Colombiano tiene una distancia de 75 km y su propietario es ISA. El

límite de intercambio por esta interconexión es de 250 MW para condiciones de demanda

máxima.

Con Venezuela, el Sistema Eléctrico Nacional se conecta en la zona oriental, a través de

una línea doble circuito entre las subestaciones San Mateo (Colombia) y El Corozo

(Venezuela) y por la zona norte, a través de una línea a 230 kV entre las subestaciones de

Cuestecitas (Colombia) y Cuatricentenario (Venezuela).

Para la interconexión con Panamá la opción bajo análisis técnico es un enlace de HVDC

monopolar, entre las subestaciones Cerromatoso (Colombia) y Panamá II en (Panamá). La

gráfica siguiente ilustra las interconexiones con Venezuela y Ecuador.




Interconexión con Ecuador

Interconexión

con V/zuela

Figura 2.1 Sistema de Transmisión Nacional




2.3 ELEMENTOS FACTS

A continuación se presenta una descripción de los modelos de FACTS usados en las

alternativas del sistema de transmisión de Colombia. Esta descripción del modelo incluye

las características de estado estable, así como los modelos de los sistemas de control usados

en los análisis de estabilidad.

2.3.1 Compensador serie controlado (TCSC)

El TCSC consiste de un capacitor fijo conectado en paralelo con un reactor controlado por

tiristor (TCR). El TCR es la unidad de control principal del TCSC: por medio del ángulo

de disparo de los tiristores, la reactancia inductiva efectiva del TCR varía y causa cambios

de potencia reactiva rápidos entre el TCR y el sistema de potencia.

En la Figura 2.2 se muestra un módulo del TCSC por fase:

Figura 2.2 Representación del modelo para el TCSC

Para el desarrollo del modelamiento a continuación se describen los parámetros utilizados

en el modelo de un módulo de TCSC:

Xc: Reactancia del condensador en Ohm

Xl: Reactancia del reactor en Ohm

Límites X, Teta: Define para el modelo si se utilizan los límites sobre la reactancia

total del TCSC o sobre el ángulo de disparo

Xmín, Xmáx: Valor mínimo y máximo de la reactancia modular

Teta mín, Teta máx: Valor mínimo y máximo del ángulo de disparo del tiristor

Máx. Caída de Volt.: Máxima caída de voltaje permitida en kV

Adicionalmente, se debe definir el número de módulos en serie, con el cual cuenta el

TCSC.

Para la programación de la operación en estado estable, se selecciona la variable a regular,

la cual puede ser:




P: Flujo de potencia por la línea

I: Corriente por la línea

Xtot: Reactancia TCSC total en Ohm

Ángulo de transmisión

En las siguientes figuras se presenta el modelo del sistema de control típico, el cual tiene

como objetivo simulaciones de estabilidad.

Figura 2.3 Modelo del sistema de control para el TCSC

Figura 2.4 Modelo del sistema de control de oscilación del TCSC

2.3.2 Compensador estático sincrónico (STATCOM)

El STATCOM consiste de un Conversor de Fuente de Voltaje (VSC) detrás de un

transformador de acople. El VSC genera un conjunto balanceado de voltajes sinusoidales

de magnitud y ángulo de fase controlable. Para cálculos de flujo de carga el STATCOM se

puede describir como se muestra en la Figura 2.5:




Figura 2.5 Representación del modelo para el STATCOM

Los parámetros para el STATCOM se presentan a continuación:

Uref: Voltaje de referencia para regulación de voltaje

Xsl: Pendiente de la reactancia

Imax C: Corriente máxima para operación capacitiva

Imax L: Corriente máxima para operación inductiva

P: Consumo de potencia activa en MW

Adicionalmente, se debe indicar en el modelo si se utiliza el transformador de acople al

sistema de potencia.

A continuación se presenta el modelo del sistema de control típico, el cual es utilizado en

las simulaciones de estabilidad.




Figura 2.6 Modelo del sistema de control para el STATCOM

Figura 2.7 Modelo de estado estable para el STATCOM

2.3.3 Compensador estático de reactivos (SVC)

Para los cálculos de flujo de carga el compensador de reactivos regulado se puede describir

como se muestra en la Figura 2.8:




Figura 2.8 Representación del modelo para el SVC

Donde:

F: Filtro de armónicos

C: Capacitor fijo

L: Reactor controlado por tiristor

La configuración utilizada es la de un capacitor fijo y un reactor controlado por tiristor. A

continuación se describen los parámetros de este dispositivo utilizados en el modelamiento

de estado estable:

Uref: Voltaje de referencia para la regulación

Xsl: Pendiente de la reactancia

Qc máx: Potencia reactiva capacitiva máxima en Mvar

Ql máx: Potencia reactiva inductiva máxima en Mvar

Adicionalmente, se debe indicar en el modelo si se utiliza un transformador de acople al

sistema de potencia.

A continuación se presenta el modelo del sistema de control utilizado en simulaciones de

estabilidad.




Figura 2.9 Modelo del sistema de control para el SVC




3. ANALISIS DE ALTERNATIVAS CON ELEMENTOS FACTS

En la primera etapa del presente estudio se realizó un diagnóstico del STN, el cual tenía por

objetivo detectar problemas concretos en el sistema de transmisión. Basados en los

problemas detectados, se presentan alternativas de solución y mejora a los problemas

concretos del STN, mediante elementos FACTS y en algunos casos compensaciones fijas.

Basado en lo anterior, en esta etapa del estudio se verifica la operación de las alternativas,

para los años considerados en el horizonte de estudio, con el fin de verificar su operación

en diferentes condiciones.

Al igual que en la primera etapa, la verificación comprende los siguientes análisis:

Análisis de estado estacionario en condición normal y de contingencias N-1

Análisis de estabilidad

Con el análisis de estado estacionario se busca determinar en particular para la zona de

estudio, el perfil de tensiones en los nodos, la cargabilidad de los equipos, las generaciones

de seguridad y los intercambios entre las áreas. El análisis de contingencias N-1, por su

parte, permite identificar las fallas con repercusiones más severas para la operación de los

equipos en el área de interés, con el fin de determinar las debilidades del sistema de

transmisión en el área de análisis.

El estudio de estado estable se inicia con un análisis de la operación del sistema en

condiciones normales, en el área de influencia, para las demandas máximas esperadas para

los años 2008, 2010 y 2012 según las proyecciones de la demanda establecidas. También

se consideran los despachos de generación más exigentes, en las áreas de Costa, Bogotá,

Sur occidente y las interconexiones con Ecuador, SIEPAC y Venezuela. La metodología

utilizada considera la disminución de la generación en la zona bajo análisis de manera tal

que se incrementen las transferencias de potencia desde las zonas vecinas, hasta obtener la

generación mínima requerida, considerando las limitaciones operativas en el Sistema de

Transmisión Nacional (STN).

Las simulaciones de estabilidad transitoria permiten verificar, que de presentarse alguna de

las fallas identificadas desde el análisis de estado estacionario como más severas para la

zona bajo análisis, el sistema tiene la suficiente capacidad para alcanzar un nuevo punto de

operación estable, con la acción de los elementos de control y considerando que los

elementos que hacen parte del sistema se encuentren dentro de sus límites operativos.

Los análisis de estabilidad transitoria se realizan mediante simulaciones de fallas trifásicas

en líneas con despeje a los 150 ms y la posterior desconexión del elemento afectado.




Estos análisis se realizan para los años 2008, 2010 y 2012 considerando los proyectos de

expansión del sistema de transmisión y en algunos casos alternativas, para los elementos

más influyentes y las fallas más críticas para el área bajo estudio. Los resultados se

documentan mediante gráficas del comportamiento de las variables eléctricas, que permiten

evaluar tanto la estabilidad angular, como de tensión, frecuencia y potencia del sistema.

En los capítulos siguientes se presentan los análisis de las alternativas mediante elementos

FACTS para las áreas de Colombia y para las conexiones internacionales, con países

vecinos a Colombia.




4. ANÁLISIS ZONA COSTA ATLÁNTICA

En el análisis de la fase I se encontró que la transferencia de potencia hacia la zona Costa

Norte, está limitada por soporte de reactivos del área y la capacidad del transformador de la

subestación Primavera 500/230 kV. Debido a lo anterior, la estabilidad no se constituyó en

la limitante principal para lograr la transferencia máxima. Esto limita el uso de los FACTS,

y lo restringe a usos relacionados con la calidad de la potencia. En particular solucionar

depresiones (SAG´s) de voltaje y corregir el voltaje rápidamente ante cambios de tensión

abruptos.

4.1 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS

Se propone la instalación de compensación en el área de la Costa para reforzar el soporte de

reactivos, también puede ser posible solucionar este problema si existiera la posibilidad de

maniobrar los reactores de las líneas de 500 kV asociadas a la subestación Sabanalarga,

permitiendo reducir los requerimientos de reactivos para la condición de operación del área,

ante generación mínima.

En la Tabla 4.1 se puede observar como aportan, al aumento de la transferencia de potencia

hacia la costa, los reactores suicheables, una compensación fija y un segundo transformador

Primavera de manera independiente y considerándolos en conjunto. Se presenta sólo para

el año 2010 porque, para el caso base de la fase I en este año, el transformador de la

subestación Primavera tiene una cargabilidad de 90% y permite realizar un aumento de

transferencia sin considerar el segundo transformador. Para los otros dos años de análisis

(2008 y 2012) este transformador tenía una cargabilidad de 100%, lo cual impide aumentar

más la transferencia.

Tabla 4.1 Transferencia de potencia por alternativa

Importación total

Generación local

Caso base Fase I 1519 507

Transformador+Reactores 1731 300

Transformador+Comp. Fija 1730 300

Compensación fija 1710 320

Transformador+Comp. fija + reactores 1881 150

Debido a que, si no se considera el segundo transformador de la subestación Primavera,

para los años 2008 y 2012 no se puede aumentar la transferencia, este elemento estará

incluido en todas las alternativas propuestas.

En la Figura 4.1. se presenta la comparación de las alternativas. Como se puede observar,

los reactores suicheables y la compensación fija aportan, en forma independiente,




aproximadamente el 50% del aumento de transferencia cuando se tienen en conjunto. Por lo

tanto, las alternativas propuestas consideran siempre la utilización de estos otros dos

elementos.

0

500

1000

1500

2000

2500

Compens. Fija

Reactores Compens. Fija Reactores

Caso base Transformador Transformador Transformador

P (MW)

Importación total Generación local

Figura 4.1. Comparación de alternativas en el área de Costa

De los tres elementos propuestos, sólo es necesario determinar la ubicación de la

compensación fija. Para esto, en el año 2012, se calculó el voltaje en los nodos de 230 kV

en la zona de la Costa Norte para el caso base de la fase I y el voltaje pos-falla cuando se

tiene una contingencia en la línea Copey-Ocaña 500 kV, la más severa para el análisis de la

fase I. En la Tabla 4.2 se presentan estos resultados.




Tabla 4.2 Voltajes costa atlántica año 2012 fase I

V V pos-falla delta V

(%) (%) (%)

Fundación 99.9 97.3 2.6

Santa Marta 98.2 95.7 2.5

Sabanalarga 98.3 95.9 2.4

Bolívar 94.8 92.4 2.4

Ternera 93.9 91.6 2.3

Candelaria 93.9 91.5 2.4

Cartagena 93.8 91.5 2.3

Barranquilla 99.4 97.1 2.3

Tebsa 99.1 96.8 2.3

Termoflores 100.0 97.7 2.3

Termoguajira 99.9 97.6 2.3

Copey 100.3 98.2 2.1

Cuestecita 100.3 98.3 2.0

Valledupar 98.1 96.3 1.8

Como se puede observar en la Tabla 4.2, los deltas de voltaje son pequeños y los nodos que

presentan los voltajes más bajos en el caso base y con contingencia son los de Ternera,

Candelaria y Cartagena 230 kV. Por lo tanto, la primera alternativa considera, además de

los reactores suicheables y el segundo transformador Primavera 500/230 kV, una

compensación fija en la subestación Cartagena 230 kV, ya que es la subestación más

alejada de los tres mencionadas.

Se determina la máxima transferencia de potencia hacia la Costa implementando la

alternativa propuesta y se calculan de nuevo los voltajes, ver Tabla 4.3.

Tabla 4.3 Voltajes año 2012 Alternativa 1

V V pos-falla delta V

(%) (%) (%)

Fundación 99.9 86.8 13.1

Santa Marta 98.6 85.5 13.1

Sabanalarga 98.2 86.0 12.1

Bolívar 98.8 85.6 13.2

Ternera 98.4 85.2 13.3

Candelaria 98.5 85.3 13.3

Cartagena 98.7 85.4 13.3

Barranquilla 96.1 84.1 12.0

Tebsa 96.1 84.2 11.9

Termoflores 95.8 83.8 12.0

Termoguajira 100.8 87.5 13.3

Copey 99.9 86.6 13.3

Cuestecita 101.5 88.3 13.2

Valledupar 98.2 85.1 13.2




En esta tabla se puede observar el aumento de voltaje en el nodo compensado para el caso

base, sin embargo, los voltajes de pos-falla para una contingencia en Copey-Ocaña 500 kV

quedan por debajo del 90%, no sólo para el nodo compensado, sino para todos los nodos de

230 kV en la Costa. Adicionalmente los deltas de voltaje son bastante altos.

Si se requiere garantizar buenos voltajes de pos-falla ante esta contingencia y/o manejar

deltas de voltaje menores, se hace necesario disminuir la transferencia de potencia o

considerar un SVC que mantenga los voltajes en los nodos ante contingencias.

Para la ubicación del SVC se plantean dos puntos de conexión, el primero en el nodo

Copey 500 kV debido a que, ante la contingencia más severa, este nodo queda sin

alimentación. Otra posibilidad es en la rama donde se encuentran los voltajes más bajos en

el caso base de la fase I (Cartagena, Ternera y Candelaria 230 kV); se plantea el nodo de

Ternera 230 kV, debido a que es el único de estos que no tiene generación y por lo tanto, no

tiene soporte de reactivos aún cuando hay generación en el área. Para esta última alternativa

se propone ubicar la compensación fija en Ternera en lugar de Cartagena, con el objetivo de

ubicarla en el mismo punto del SVC.

Se consideran, por lo tanto, las siguientes alternativas de solución para los años 2008, 2010

y 2012:

1. Compensación fija en Cartagena 230 kV

2. Compensación fija en Cartagena 230 kV y SVC en Copey 500 kV

3. Compensación fija y SVC en Ternera 230 kV

Para todas las alternativas analizadas se considera un segundo transformador en la

subestación Primavera 500/230 kV y dos reactores suicheables en las líneas Chinú-

Sabanalarga 500 kV.

En la Figura 4.2 se presentan los puntos de la zona Costa Atlántica donde estarían ubicadas

las alternativas.




Figura 4.2 Alternativas de solución

4.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS

Se realizaron análisis de estado estable y de estabilidad transitoria para cada una de las

alternativas planteadas. Adicionalmente, se realizaron análisis para la alternativa 1 con

generación mínima (Alt1gmin), en caso de que no se requiera garantizar voltajes adecuados

(>90%) ante la contingencia Copey-Ocaña o que la probabilidad de salida de esta línea sea

baja.

4.2.1 Análisis de estado estable

Para cada una de las alternativas planteadas se realiza el mismo procedimiento de la fase I

para determinar la máxima transferencia de potencia. A continuación se presentan las

condiciones de despacho, en los diferentes años de análisis, para cada una de las

alternativas.




Tabla 4.4 Despacho de generación Costa Norte año 2008

PLANTA

BASE ALT1 ALT2 ALT3

MW Unid. MW Unid. MW Unid. MW Unid.

TEBSA_230 60 3 30 1 30 1 30 1

URRA 340 4 85 1 85 2 85 2

FLORES_3-4 50 1 - - - - - -

JEPIRACHI - - 20 1 20 1 20 1

FLORES_1-2 60 1 - - - - - -

GENERACIÓN TOTAL 510 135 135 135


PLANTA BASE ALT1 ALT1 Mín. ALT2 ALT3

MW Unid. MW Unid. MW Unid. MW Unid. MW Unid.

TEBSA_230 107 5 80 2 30 1 30 1 30 1

CANDELARIA 75 1 - - - - - - - -

URRA 280 4 100 2 100 2 100 2 100 2

JEPIRACHI - - 20 1 20 1 20 1 20 1

PROELECTRICA 45 1 - - - - - - - -

GENERACIÓN TOTAL 507 200 150 150 150


PLANTA BASE ALT1 ALT1 Mín. ALT2 ALT3

MW Unid. MW Unid. MW Unid. MW Unid. MW Unid.

TEBSA_230 80 4 30 1 30 1 30 1 30 1

CANDELARIA 65 1 - - - - - - - -

URRA 264 4 220 4 200 4 200 4 200 4

FLORES_3-4 100 2 50 1 - - - - - -

JEPIRACHI - - 20 1 20 1 20 1 20 1

FLORES_1-2 40 1 - - - - - - - -

GENERACIÓN TOTAL 549 320 250 250 250

Como se puede observar, en las tablas anteriores, el número de unidades requeridas para

mantener la generación de seguridad disminuye considerablemente. También se puede

observar en estas tablas y en la Figura 4.3, que esta generación de seguridad en la zona de

análisis se reduce en más del 70% en los años 2008 y 2010 y en más del 50% para el

año 2012.

Si no se requiere mantener voltajes de pos-falla en valores adecuados para todas las

contingencias, se puede observar que la disminución en la generación de seguridad para

todas las alternativas planteadas es la misma. De lo contrario, para los años 2010 y 2012, la

alternativa 1 permite una disminución un poco menor.




0

100

200

300

400

500

600

2008 2010 2012

base alt1 alt1 gmin alt2 alt3

Figura 4.3 Generación de seguridad zona Costa Norte

En las siguientes tablas se presentan las transferencias de potencia hacia la Costa Norte por

las líneas de interconexión con las zonas vecinas para cada una de las alternativas y todos

los años de análisis. Como se puede observar, aunque la transferencia de potencia hacia la

zona de análisis aumenta considerablemente, la cargabilidad de las líneas de interconexión

permanece cerca del 50%.

Tabla 4.7 Transferencia de potencia Costa Norte año 2008

LÍNEA

BASE ALT1 ALT2 ALT3

Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg.

MW % MW % MW % MW %

PRIMAVERA-CERROMATOSO 375 23 531 33 532 33 531 32

COPEY-OCAÑA 468 30 534 34 533 34 535 34

CERROMATOSO-SAN CARLOS 556 23 710 29 711 29 710 29

IMPORTACIÓN TOTAL 1399 1775 1776 1776





LÍNEA

BASE ALT1 ALT1 Mín ALT2 ALT3

Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg.

MW % MW % MW % MW % MW %

PRIMAVERA-CERROMATOSO 335 21 464 28 480 29 480 29 480 29

COPEY-OCAÑA 451 30 520 33 538 34 538 34 538 34

CERROMATOSO-PORCE III 733 44 847 51 863 52 863 52 863 52

IMPORTACIÓN TOTAL 1519 1831 1881 1881 1881


LÍNEA

BASE ALT1 ALT1 Mín ALT2 ALT3



PRIMAVERA-CERROMATOSO 364 22 458 28 479 29 479 29 479 29

COPEY-OCAÑA 467 30 549 34 569 35 568 34 569 35

CERROMATOSO-PORCE III 771 47 831 50 863 52 863 52 862 52

IMPORTACIÓN TOTAL 1602 1838 1911 1910 1910

En la Figura 4.4 se presenta la comparación de la generación de seguridad y la máxima

transferencia de potencia hacia la zona de análisis para cada una de las alternativas

planteadas y todos los años de análisis.

0

500

1000

1500

2000

2500

gmin gmin

base alt1 alt2 alt3 base alt1 alt1 alt2 alt3 base alt1 alt1 alt2 alt3

2008 2010 2012

P Importada P Generada

Figura 4.4 Potencia generada e importada zona Costa Norte




A continuación se presentan las condiciones de cargabilidad de los transformadores de

500/230 kV en la zona de análisis. Se puede observar la disminución en la cargabilidad del

transformador de Primavera debido a que se está considerando un segundo transformador,

sin embargo, sigue siendo alta. El transformador de Copey presenta desde el caso base un

cargabilidad alta, sin embargo, no se consideró un segundo transformador, pues esto no

impedía un aumento de transferencia hacia la zona de análisis. El transformador de

Sabanalarga queda con una cargabilidad considerable para las alternativas planteadas.

Tabla 4.10 Transformadores de Potencia 500/230 kV año 2008

TRANSFORMADOR

BASE ALT1 ALT2 ALT3

Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg.

MW % MW % MW % MW %

PRIMAVERA 445 99 311 70 311 70 311 70

SABANALARGA 244 54 264 60 264 58 263 60

COPEY 257 71 277 77 276 77 277 77

BOLIVAR 205 47 250 56 250 56 250 56


TRANSFORMADOR

BASE ALT1 ALT1 Mín. ALT2 ALT3



PRIMAVERA 397 88 270 61 283 63 283 63 283 63

SABANALARGA 262 59 283 64 294 67 294 67 294 67

COPEY 268 74 275 76 282 78 282 78 282 78

BOLIVAR 178 40 238 53 249 56 249 55 249 55


TRANSFORMADOR

BASE ALT1 ALT1 Mín. ALT2 ALT3



PRIMAVERA 437 97 301 68 305 69 306 70 306 70

SABANALARGA 262 58 298 67 309 70 309 70 309 70

COPEY 277 79 293 82 301 84 302 85 301 84

BOLIVAR 185 41 249 56 260 58 258 57 260 58

Análisis de contingencias

En las siguientes tablas se presentan los resultados del análisis de contingencias para los

eventos más severos en la zona de interés. Los valores presentados corresponden a las

violaciones de umbrales de operación sólo en los elementos en niveles de 230 y 500 kV.

Como se puede observar, para las contingencias analizadas, las violaciones corresponden

principalmente a sobrecargas de transformadores. Para el año 2010 se presenta un voltaje




de 89% en la alternativa 1 con mínima generación para la contingencia Copey-Ocaña

500 kV, igualmente en el año 2012 se presentan violaciones en todos los nodos de 230 y

500 kV en la zona de análisis para la misma alternativa y la misma contingencia. Esta es

precisamente la razón inicial para aumentar la generación local en la alternativa 1. Se puede

notar también que, por análisis de contingencias, en el 2008 no se hace necesaria la

utilización del SVC para mejorar voltajes de pos-falla, además en este año no es posible

disminuir más la generación, aún con la utilización del SVC.

Tabla 4.13 Resumen del análisis de contingencias en estado estable año 2008

CONTINGENCIA Elemento BASE ALT1 ALT2 ALT3

Primavera – San Carlos 500kV Trf. Primavera 121%

Copey – Ocaña 500kV Trf. Primavera 103%

Trf. Sabana 1 103% 104%

Copey – Bolívar 500kV Trf. Copey 103% 115% 114% 114%

Trf. Primavera 101%

Cerromatoso – San Carlos 500kV Trf. Primavera 111%


CONTINGENCIA Elemento BASE ALT1 ALT1 Mín

ALT2 ALT3


Copey – Ocaña 500kV

Trf. Sabana 1 104% 109% 111% 112%

Trf. Sabana 2 104% 107% 107%

Trf. Sabana 3 104% 107% 107%

Sabanalarga 500kV 89%

Copey – Bolívar 500kV Trf. Copey 101% 114% 116% 116% 116%

Cerromatoso – Porce 500kV Trf. Primavera 104%

Trf. Copey 101%


CONTINGENCIA Elemento BASE ALT1 ALT1 Mín

ALT2 ALT3


Copey – Ocaña 500kV

Trf. Primavera 103%

Trf. Sabana 1 107% 113% 117% 117%

Trf. Sabana 2 103% 108% 112% 112%

Trf. Sabana 3 103% 108% 112% 112%

Termoflores 230kV 84%



Cartagena 230kV 85%

Ternera 230kV 85%

Fundación 230kV 87%

Copey 500kV 88%

Copey 230kV 87%

Bolívar 500kV 88%

Bolívar 230kV 86%

Valledupar 230kV 85%

Santa Marta 230kV 85%

Guajira 230kV 87%

Barranquilla 230kV 84%

Candelaria 230kV 85%

Tebsa 230kV 84%

Cuestecita 230kV 88%

Copey – Bolívar 500kV Trf. Copey 108% 120% 121% 125% 122%

Cerromatoso – Porce 500kV Trf. Primavera 113%

Trf. Copey 101% 104% 104%




4.2.2 Análisis de estabilidad de voltaje

Para cada una de las alternativas planteadas y todos los años de análisis se realizaron

simulaciones de estabilidad de voltaje. Las simulaciones fueron hechas para el caso base y

considerando la contingencia en la línea Copey – Ocaña 500 kV, que es la contingencia

más critica. A continuación se presentan las observaciones para cada uno de los años y en

el anexo 1 se muestran los detalles de las alternativas analizadas.

Para el año 2008 se tiene un sistema estable con cada una de las alternativas planteadas.

Es importante destacar que ante la salida de la línea Copey-Ocaña 500 kV la

alternativa 1 (Compensación fija en Cartagena 230 kV) presenta el mayor grado de la

sensibilidad de las barras.

En el año 2010 la inclusión de una cuarta alternativa, con mínima transferencia de

potencia (Alternativa 1 gmin), hace que esta sea la que presente el mayor grado de

sensibilidad de barras, ante la contingencia Copey-Ocaña 500 kV.

Para el año 2012 se tiene un comportamiento similar al año 2010, siendo la alternativa

con mínima transferencia de potencia (Alternativa 1 gmin) la que presenta el mayor

grado de sensibilidad de barras, ante la salida de la línea Copey-Ocaña 500 kV.

En conclusión, para cada uno de los años de estudio, el sistema presenta un

comportamiento estable con cada una de las alternativas simuladas.

Deltas de Voltaje

A continuación se presentan unas tablas donde se pueden comparar los deltas de voltaje

para cada una de las alternativas planteadas y para todos los años de análisis cuando se

presenta una contingencia en la línea Copey-Ocaña 500 kV.




Tabla 4.16 Deltas de voltaje año 2008

u (%) u (%) falla delta V (%)

caso base copey-ocaña 500kV

Nodo alt1 alt2 alt3 alt1 alt2 alt3 alt1 alt2 alt3

Bolívar 102 100 100 94 97 100 8 4 1

Candelaria 101 100 100 93 96 100 8 4 0

Cartagena 101 100 100 93 96 100 8 4 0

Copey 101 101 102 94 99 101 7 2 1

Cuestecita 105 104 104 98 101 103 7 3 1

Fundación 103 102 103 95 98 101 8 4 2

Barranquilla 99 99 99 92 94 96 7 5 3

Sabanalarga 101 101 101 93 96 98 7 5 3

Santa Marta 102 102 102 95 98 100 7 4 2

Tebsa 99 99 99 92 94 96 7 5 3

Ternera 101 100 100 93 96 100 8 4 0

Termoflores 99 99 99 91 94 96 7 5 3

Termoguajira 104 103 104 97 100 102 7 3 2

Valledupar 101 100 101 94 98 100 7 2 1




Nodo alt1 alt1 alt2 alt3 alt1 alt1 alt2 alt3 alt1 alt1 alt2 alt3

gmin gmin gmin

Bolívar 99 101 99 101 96 91 95 100 3 10 5 1

Candelaria 98 100 99 100 95 91 94 100 3 10 5 0

Cartagena 98 101 99 100 95 91 94 100 3 10 5 0

Copey 100 101 101 101 97 92 98 100 2 9 2 1

Cuestecita 103 104 104 104 100 95 100 102 3 9 3 2

Fundación 101 103 102 103 98 93 97 100 3 10 5 3

Barranquilla 98 100 99 99 95 90 93 96 3 10 6 3

Sabanalarga 100 101 101 101 96 92 94 98 3 10 6 3

Santa Marta 100 102 101 102 97 92 96 99 3 10 5 3

Tebsa 98 100 99 99 95 90 93 96 3 9 6 3

Ternera 98 100 99 100 95 91 94 100 3 10 5 0

Termoflores 98 99 98 99 94 90 92 96 3 10 6 3

Termoguajira 102 104 103 104 99 94 99 101 3 9 4 2

Valledupar 99 100 100 100 97 91 97 99 2 9 3 1







Nodo alt1 alt1 alt2 alt3 alt1 alt1 alt2 alt3 alt1 alt1 alt2 alt3

gmin gmin gmin

Bolívar 100 99 99 100 93 86 94 99 7 13 5 1

Candelaria 100 99 99 100 93 85 94 100 7 13 5 0

Cartagena 100 99 99 100 93 85 94 99 7 13 5 0

Copey 100 100 102 100 93 87 99 98 7 13 3 2

Cuestecita 102 102 103 102 96 88 100 99 6 13 4 3

Fundación 100 100 101 100 94 87 96 97 7 13 5 4

Barranquilla 97 96 97 97 92 84 91 93 5 12 6 4

Sabanalarga 99 98 99 99 93 86 93 95 6 12 6 4

Santa Marta 99 99 100 99 93 85 95 96 7 13 5 3

Tebsa 97 96 97 97 92 84 91 93 6 12 6 4

Ternera 100 98 99 100 93 85 94 100 7 13 5 0

Termoflores 97 96 97 96 92 84 90 92 5 12 6 4

Termoguajira 101 101 103 101 95 87 98 98 7 13 4 3

Valledupar 99 98 100 99 92 85 97 96 6 13 3 2

Para el año 2008 se presentan deltas de voltaje un poco altos (7% en promedio) para la

alternativa sin SVC.

En el año 2010 los deltas de voltaje son pequeños (3% prom.) para la alternativa 1, sin

embargo, cuando se lleva a mínima generación en esta alternativa, los deltas aumentan

considerablemente (9.5% prom.); no obstante, es de anotar, como se puede observar en la

Tabla 4.5 y la Tabla 4.8, que la diferencia de generación entre estas dos alternativas es de

50 MW.

En el año 2012 los deltas de voltaje son un poco altos (6% prom.) para la alternativa 1 y

aumentan mucho más (13% prom.) cuando se disminuye la generación en esta alternativa.

En todos los años de análisis, las alternativas que consideran SVC (alternativa 2 y 3)

disminuyen los deltas de voltaje. Sin embargo, la alternativa 3 presenta los mejores

resultados en todos los casos.

En las siguientes figuras se puede apreciar igualmente la comparación de los voltajes de

pre-falla, pos-falla y los deltas de voltaje entre las alternativas para algunos nodos de

230 kV en la zona de análisis.




0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

110.0

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

alt1 alt2 alt3

u (%)

u (%) falla

delta V

Figura 4.5 Deltas de voltaje año 2008

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

110.0

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

alt1 alt1 gmin alt2 alt3

u (%)

u (%) falla

delta V





0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

110.0

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

Cart

agena

Copey

Sabanala

rga

Guajir

a

Tebsa

alt1 alt1 gmin alt2 alt3

u (%)

u (%) falla

delta V


4.2.3 Análisis de estabilidad transitoria

Se realizaron simulaciones de estabilidad transitoria para la alternativa 1, comprobando que

no existen problemas de este tipo en la zona de análisis. En el anexo 2 se presentan las

gráficas con los resultados obtenidos.

Adicionalmente, para comparar la respuesta con la utilización de un SVC, se realizó una

simulación de estabilidad transitoria con una contingencia en la línea Copey - Ocaña 500kV

teniendo el sistema con y sin SVC para las dos alternativas en las que se consideró este

elemento.

A continuación se presenta la transferencia de potencia por las líneas que llegan al nodo

donde se están considerando las alternativas para SVC (Alt2: Copey 500 kV, Alt3: Ternera

230 kV) y el voltaje en estos nodos.

Se puede observar en estas figuras que la oscilación de potencia se mejora más para la

alternativa que considera el SVC en el nodo Ternera 230 kV. En cuanto al voltaje en los

nodos, la respuesta en los dos casos es muy similar.




Potencia Línea Copey-Valledupar 230kV

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Sin SVC Con SVC en Copey

Figura 4.8 Potencia con SVC en Copey 500 kV

Voltaje en Copey 500kV

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Sin SVC Con SVC en Copey

Figura 4.9 Voltaje con SVC en Copey 500 kV




Potencia Línea Sabanalarga-Ternera 230kV

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Sin SVC Con SVC en Ternera

Figura 4.10 Potencia con SVC en Ternera 230kV

Voltaje en Ternera 230kV

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Sin SVC Con SVC en Ternera

Figura 4.11 Voltaje con SVC en 230 kV




4.2.4 Análisis de pequeña señal

En la Tabla 4.19 se presenta un resumen de los resultados obtenidos en las simulaciones de

pequeña señal para la zona Costa Norte. Se consideraron todos los años de análisis, y todas

las alternativas exceptuando la alternativa 2, puesto que su única diferencia con la

alternativa 3 es la ubicación del SVC. En el anexo 3 se presentan los resultados completos

para este análisis.

Tabla 4.19 Resumen resultados de pequeña señal zona Costa Norte

BASE Alt1 Alt1gmin Alt3

Z(%) f (Hz) Z(%) f (Hz) Z(%) f (Hz) Z(%) f (Hz)

2008 Colombia-Ecuador 9.3 0.480 9.1 0.485 - - 9.0 0.487

Centro-Costa 4.1 1.110 4.1 1.093 - - 4.1 1.095

Urrá 2.9 1.430 4 1.748 - - 4.3 1.571

2010 Colombia-Ecuador 9.7 0.460 9.6 0.466 9.5 0.467 9.4 0.469

Centro-Costa 4.2 0.980 5.1 1.106 4.5 1.109 4.4 1.108

Urrá 2.7 1.420 4.1 1.583 4.1 1.584 4.1 1.583

2012 Colombia-Ecuador 10.4 0.440 10.4 0.442 10.3 0.443 10 0.445

Centro-Costa 4.9 0.850 4.5 1.389 5.3 1.365 5.3 1.366

Urrá 3.8 1.450 3.7 1.424 3.8 1.410 3.8 1.410

Se puede observar que el único cambio considerable se presenta en la oscilación local en

Urrá para los años 2008 y 2010, en donde el factor de amortiguación aumentó

aproximadamente en 1.4%, esto se debe a que en estos años esta planta fue despacha con la

mitad del número de unidades que en el caso de la fase I de este proyecto, como se puede

observar en la Tabla 4.4 y la Tabla 4.5

4.2.5 Conclusiones

Cada uno de los elementos considerados en las alternativas, es decir, dos de los reactores

existentes en las líneas Chinú-Sabanalarga 500kV con posibilidad de suicheo y

compensación fija de 140 Mvar para los años 2008 y 2010 y de 210 Mvar para el 2012,

permite aportar aproximadamente el 50% al aumento de la transferencia de potencia hacia

la Costa Norte que cuando se utilizan los dos en conjunto.

Año 2008

Es posible disminuir la generación de seguridad en 375 MW, es decir, de 510 MW que

se tenían en el caso sin alternativas se puede llevar a 135 MW.

Es suficiente tener los dos reactores suicheables y la compensación fija. Sólo se hace

necesaria la utilización de un SVC si se requiere mantener deltas de voltaje inferiores a

7% en los nodos de 230 kV en la Costa; otra posibilidad es disminuir un poco la

transferencia. Es de anotar que este delta se presenta para una contingencia en la línea

Copey-Ocaña 500 kV, considerada la más severa en esta zona.




Año 2010

Es posible disminuir la generación de seguridad en 350 MW. De 500 MW que se

tenían en el caso sin alternativas es posible llevarla a 150 MW.

Si se requiere mantener voltajes de pos-falla adecuados ante una contingencia en la

línea Copey-Ocaña 500kV, es necesario considerar un SVC ó aumentar en 50 MW la

generación de seguridad.

Año 2012

Es posible disminuir la generación de seguridad en 300 MW. De 550 MW que se

tenían en el caso sin alternativas es posible llevarla a 250 MW.

Si se requiere mantener voltajes de pos-falla adecuados y/o mantener deltas de voltaje

inferiores a 13% ante una contingencia en la línea Copey-Ocaña 500 kV, es necesario

considerar un SVC ó aumentar en 70 MW la generación de seguridad. Es de anotar que

este aumento logra bajar los deltas de voltaje a 6%, si se requiere bajarlos más se

requiere seguirla aumentando o mantener los 250 MW con SVC.

Para todos los años de análisis el punto de conexión del SVC que mejores resultados

arrojó fue el de Ternera 230 kV, ubicado en la rama donde se presentan los voltajes más

bajos cuando no se considera ninguna alternativa.

La capacidad y ubicación, tanto de las compensaciones fijas como del SVC, fueron

obtenidas para una adecuada operación del sistema; sin embargo, para obtener la

capacidad y ubicación optimas de los mismos, se hace necesario realizar otros análisis

que no son objeto de este estudio.

Es necesario evaluar la probabilidad que tiene la salida de la línea Copey-Ocaña

500 kV, para la cual se presentan los problemas más severos y los que a su vez crean la

necesidad de utilizar un SVC para mantener voltajes de pos-falla.

Es de anotar también que el SVC puede ser reemplazado por compensaciones fijas que

permanezcan apagadas o disponibles para responder ante las contingencias que

producen voltajes por debajo de los umbrales de operación, en este caso la salida de la

línea Copey-Ocaña 500 kV.




5. ANÁLISIS ZONA BOGOTÁ

5.1 IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMAS

El diagnóstico realizado al sistema eléctrico del Área Bogotá en la primera fase del presente

estudio, permitió concluir lo siguiente:

Para el año 2006, la generación de seguridad de Bogotá llegaría a 1582 MW, y su

límite de importación a 815 MW. Este límite lo establece la transformación en

Torca, siempre y cuando ya esté en servicio el tercer transformador en Noroeste,

porque de lo contrario este límite se reduciría en cerca de 50 MW.

Con el adelanto del proyecto Bacatá al año 2006, se logra reducir la generación de

seguridad a 887 MW, y subir su límite de importación a 1490 MW. Este límite se

fija por seguridad en la estabilidad del sistema ante contingencia en la línea

Primavera–Bacatá a 500 kV.

Los incrementos en la demanda del área, deberán ser cubiertos con incrementos en la

generación de seguridad del área y exigirán cada vez un mayor soporte de reactivos

para mantener adecuadamente los perfiles de tensión.

El límite de importación podrá mantenerse hasta 2008, año a partir del cual el

transformador de Bacatá 500/115 kV alcanza su máxima capacidad de carga. Esto se

debe a que, aún cuando la máxima transferencia a través de la línea Primavera–

Bacatá a 500 kV se mantiene alrededor de los 600 MW, a medida que crece la

demanda del área el transformador 500/115 kV tiende a tomar carga del

transformador 500/230 kV.

Para atender la demanda proyectada para el año 2012 es necesario reemplazar

generación de Guavio y Chivor con generación de la cadena PaGua, para garantizar

un adecuado soporte de tensiones en la zona.


Las conclusiones anteriores dan señales que, con el incremento en su demanda, a partir del

año 2008 el sistema eléctrico de Bogotá se verá sometido a problemas de saturación en el

corredor de transformación 230/115 kV y de déficit de reactivos, los cuales ocasionarán que

su capacidad de importación tienda a reducirse y que su generación de seguridad tienda a

incrementarse en una proporción incluso mayor al incremento en la demanda, llegando al

punto que en el año 2012 sea indispensable la generación de la cadena PaGua para soporte

de tensiones en esta parte del sistema.




Ante este panorama, y considerando el estado actual del arte en tecnologías FACTs dado a

conocer también en la primera fase del presente estudio, y que lo que se busca en el

presente estudio es evaluar su aplicabilidad en la solución de los problemas identificados en

el área Bogotá, se ve la conveniencia del uso de dispositivos SVC que sirvan de soporte de

reactivos y tensiones en el área Bogotá.

La Figura 5.1 presenta un diagrama unifilar del sistema de transmisión a 500 y 230 kV del

área Bogotá, en el cual se identifican las subestaciones de interconexión (negras), de

transformación (amarillas, indicando su capacidad), y de generación (violeta, indicando su

capacidad). También por el sistema de 115 kV todas estas subestaciones forman un anillo,

excepto por La Reforma, subestación desde la cual se atiende exclusivamente la demanda

del departamento del Meta.

Figura 5.1 Diagrama unifilar del STN del área Bogotá

Como ya se había mencionado en el informe de la Fase I de este estudio, la zona norte es la

fuerte del área Bogotá debido a que allí está instalado el 70% de la capacidad total de

generación y por allí se interconecta con las demás áreas del país; en contraste, la zona sur

es la más débil, ya que allí sólo se dispone de la cadena PaGua.

Basados en todo lo anteriormente expuesto, se evidencia la conveniencia de instalar un

dispositivo SVC en alguna de las subestaciones de carga ubicadas en el sur del área Bogotá.

Por esto, el desarrollo de esta Fase II del estudio se enfocó en evaluar las siguientes

alternativas:




Alternativa 1-1: instalación de un SVC en Tunal 230 kV

Alternativa 1-2: instalación de un SVC en Tunal 115 kV

Alternativa 2-1: instalación de un SVC en Circo 230 kV

Alternativa 2-2: instalación de un SVC en Circo 115 kV

Alternativa 3-1: instalación de un SVC en Guaca 230 kV

Alternativa 3-2: instalación de un SVC en Guaca 115 kV

Alternativa 4-1: instalación de un SVC en Reforma 230 kV

De esta forma, se busca identificar no sólo las subestación, sino también el nivel de tensión

más adecuado para la instalación de un dispositivo SVC. Para todos los análisis, se

consideran en operación la compensación de 75 Mvar en Noroeste 115 kV y la de

150 Mvar en Tunal 115 kV.

En el desarrollo de los siguientes análisis se definió un control de tensión por parte de cada

SVC en 1.02 p.u. en la barra que va conectado, excepto en el de La Reforma, caso en el

cual se fijo la tensión objetivo en 1.05 p.u.


Año 2008

La Tabla 5.1 muestra la generación de seguridad y el soporte de reactivos en el área de

Bogotá para este año, tanto para el caso base sin proyectos, como para cada una de las

alternativas planteadas.

Tabla 5.1. Generación de seguridad, área Bogotá, año 2008 Potencia Activa [MW]

Planta BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

Chivor 480 480 400 400 480 480 480 480

Guavio 450 400 450 450 400 350 400 400

Paraíso 0 0 0 0 0 0 0 0

Guaca 0 0 0 0 0 0 0 0

Menores 113 113 113 113 113 113 113 113

Zipaquirá 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 1.043 993 963 963 993 943 993 993

Potencia Reactiva [Mvar]

Planta BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

Chivor 263 254 242 239 253 231 260 243

Guavio 424 402 383 374 403 365 416 375

Paraíso 0 0 0 0 0 0 0 0

Guaca 0 0 0 0 0 0 0 0

Menores 78 77 69 73 75 68 76 76

Zipaquirá 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 765 732 693 686 731 664 752 693




En la primera fase del estudio se encontró que el área requerirá una generación mínima de

1043 MW fundamentalmente para mantener la seguridad del área ante contingencia en la

línea de interconexión a 500 kV Primavera–Bacatá. Adicionalmente, el transformador

Bacatá 500/115 kV alcanza su máxima capacidad de carga.

Se aprecia que, con la instalación de un SVC en cualquiera de las subestaciones candidatas,

es posible reducir la generación de seguridad del área entre 50 y 100 MW.

La Tabla 5.2 presenta la transferencia de potencia activa por cada una de las

interconexiones del área.

Tabla 5.2. Transferencia por las interconexiones, año 2008 (MW) Interconexión Base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

PRI - BAC 654 681 690 690 681 697 681 681

NOR - PUR 522 529 536 536 529 541 529 529

MES - MIR -123 -121 -120 -120 -121 -120 -121 -121

MES - SFE 343 352 357 357 351 365 352 351

CHV - SCH 109 115 122 122 115 121 115 115

Importación 1.629 1.676 1.705 1.705 1.676 1.725 1.677 1.676

Exportación -123 -121 -120 -120 -121 -120 -121 -121

Balance 1.505 1.555 1.585 1.585 1.555 1.605 1.556 1.555

Por analogía, el límite de importación de 1500 MW que se había encontrado en la primera

fase del estudio, puede incrementarse entre 50 y 100 MW con la instalación de un SVC en

la zona sur del área.

La Tabla 5.3 muestra la carga en los transformadores de conexión al STN y de los

transformadores de Bacatá.

Tabla 5.3. Carga en los transformadores del área Bogotá, año 2008 (%) Transformación Base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

Bacatá 115 100 100 100 100 100 100 100 100

Bacatá 230 62 61 62 62 61 63 61 61

Balsillas 66 66 66 66 66 66 66 66

Circo 70 70 68 72 68 69 70 70

Guaca 67 65 64 65 64 67 64 65

Noroeste 58 58 57 57 58 57 58 58

Torca 81 80 78 79 79 79 80 80

Tunal 58 56 58 56 56 55 56 56

Reforma 53 53 53 53 53 53 53 51

Con la instalación de un SVC en la zona sur del área, la generación mínima del área la

define la carga del transformador Bacatá 500/115 kV.

La Tabla 5.4 presenta el perfil de tensiones en las subestaciones del STN que pertenecen al

área Bogotá, para el caso base y para cada proyecto bajo análisis.




Tabla 5.4 Tensiones en las subestaciones del área Bogotá, año 2008 (%) Subestación BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

Bacatá 500 93,8 96,0 96,4 96,2 96,1 96,7 96,0 96,1

Bacatá 101,0 101,0 101,4 101,3 101,1 102,0 100,9 101,1

Balsillas 98,8 99,0 99,5 99,4 99,1 100,5 98,9 99,1

Chivor 108,7 108,8 108,9 108,9 108,8 109,0 108,7 108,9

Circo 100,0 100,6 101,1 102,0 100,7 101,6 100,2 100,7

Guaca 99,0 99,5 99,8 99,9 99,5 102,0 99,3 99,5

Guavio 107,6 107,8 107,9 108,0 107,8 108,1 107,7 108,0

Mesa 99,0 99,4 99,8 99,9 99,5 101,7 99,3 99,5

Noroeste 100,1 100,1 100,6 100,5 100,2 101,3 100,1 100,2

Paraíso 99,2 99,7 100,1 100,2 99,7 102,0 99,5 99,8

San Mateo 100,1 101,1 101,5 101,4 100,8 102,3 100,5 101,2

Torca 101,4 101,4 101,8 101,7 101,5 102,3 101,3 101,5

Tunal 100,8 102,0 102,3 102,3 101,5 102,7 101,2 102,0

Villavicencio 101,5 102,3 102,6 102,6 102,1 102,8 101,8 105,0

La Figura 5.2 muestra, en las gráficas de líneas (eje izquierdo), los promedios de las

tensiones en estas subestaciones tanto para las barras de 230 kV como de 115 kV, y en la

gráfica de barras (eje derecho), la potencia reactiva que el SVC en cada punto inyectaría al

nodo para mantener la tensión en 102% en estado permanente (o en 105% en el caso de

Reforma).

97

98

99

100

101

102

103

0

50

100

150

200

250

300

SVC [Mvar] 59 104 115 60 203 41 97

Promedio 230 [%] 100,8 101,3 101,7 101,7 101,3 102,5 101,1 101,6

Promedio 115 [%] 99,2 99,5 100,3 100,0 99,7 100,5 99,4 99,8

BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

Figura 5.2 Tensiones promedio en las subestaciones del área Bogotá, año 2008

De acuerdo con esta gráfica, con el SVC instalado en Guaca 230 kV y controlando que la

tensión permanezca en 102%, se logra elevar el perfil de tensiones en todas las barras del

STN de Bogotá de manera más efectiva que en las demás subestaciones, al elevar el

promedio de la tensión en todas las barras de 230 kV de Bogotá en un 1.7%. Así mismo, en

este mismo caso, se requiere la mayor inyección de reactivos, siendo necesario generar

203 Mvar. Ubicando el SVC en Tunal 230 kV, es posible fijar en esta barra una tensión del

102% con una inyección de 59 Mvar, y de esta forma elevar en 0.5% el promedio en la




tensión de las barras de 230 kV de Bogotá. En todo caso, para este año y dependiendo del

nodo en el cual se instale el SVC, la inyección de reactivos requerida oscilaría entre 41 y

203 Mvar para condiciones normales de operación.

La Tabla 5.5 muestra el comportamiento de las pérdidas técnicas de potencia activa en cada

una de las áreas que componen el Sistema Interconectado Colombiano tanto sin SVC (caso

base) como con SVC en cada subestación bajo evaluación.

Tabla 5.5. Pérdidas de potencia en el SIN, año 2008 (MW) Desde base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

BOGOTA 57,24 56,78 55,55 55,63 56,68 55,49 57,03 56,42

CEDELCA_CEDENAR 34,08 34,12 34,14 34,14 34,12 34,02 34,14 34,11

CHEC 22,57 22,90 23,07 23,09 22,88 23,26 22,93 22,87

COSTA 48,81 47,50 47,52 47,51 47,50 47,53 47,50 47,50

EPM 99,36 100,09 101,17 101,20 100,06 101,83 100,12 100,06

EPSA 41,65 41,55 41,56 41,57 41,54 41,36 41,58 41,53

NORDESTE 19,88 19,96 20,19 20,20 19,95 20,15 19,96 19,96

THB 14,04 13,98 13,94 13,94 13,98 13,85 13,97 13,98

Total SIN 338 337 337 337 337 337 337 336

La Figura 5.3 muestra el comportamiento de las pérdidas de potencia activa en particular

para el área Bogotá, tanto sin SVC como con SVC en cada subestación bajo evaluación.

50

51

52

53

54

55

56

57

58

59

60

EEB 57,24 56,78 55,55 55,63 56,68 55,49 57,03 56,42

base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

Figura 5.3. Pérdidas de potencia en el área Bogotá, año 2008 (MW)

Se observa que el máximo ahorro en pérdidas de potencia activa sería de 0.75 MW y se

tendría instalando el SVC en Guaca 230 kV, en tanto que el mínimo ahorro sería de

0.21 MW y se tendría instalando el SVC en Guaca 115 kV.

La Tabla 5.6 muestra un resumen de las contingencias más severas para el área en cada

caso analizado, indicando las sobrecargas que ocasionan y la generación de reactivos que

demandan del SVC.




Tabla 5.6. Análisis de contingencias, año 2008

Contingencia SVC

Mvar Sobrecargas %

SVC en Tunal 230 kV 59

T1 BAC 500/230 83 T2 BAC 500/115 132%

L1 PMV_BAC 363 NOR_PUR 108%


T1 BAC 500/230 126 T2 BAC 500/115 133%


SVC en Circo 230 kV 115

T1 BAC 500/230 141 T2 BAC 500/115 133%



T1 BAC 500/230 81 T2 BAC 500/115 132%


SVC en Guaca 230 kV 203

T1 BAC 500/230 245 T2 BAC 500/115 133%



T1 BAC 500/230 57 T2 BAC 500/115 133%


SVC en Reforma 230 kV 97

T1 BAC 500/230 108 T2 BAC 500/115 132%


La contingencia más severa es la de la línea de interconexión a 500 kV entre Bacatá y

Primavera, puede ocasionar que la generación de reactivos del SVC se incremente entre

200 y 400 Mvar.

La Figura 5.4 muestra de manera gráfica la inyección de reactivos del SVC tanto para

condiciones normales de operación como bajo condiciones de contingencia en la línea

Primavera–Bacatá.

Para cubrirse de la contingencia en la línea Primavera–Bacatá, el tamaño del SVC

requerido para este año oscilaría entre 284 y 585 Mvar dependiendo del nodo en el cual se

instale.




0

100

200

300

400

500

600

Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

Sin Contingencia [Mvar]

Contingencia PMV_BAC [Mvar]Variación [Mvar]

Figura 5.4 Consumo de reactivos en el SVC, año 2008

Año 2010


Bogotá para el año 2010, tanto para el caso base sin proyectos, como para cada una de las

alternativas planteadas. La última columna muestra los resultados si se construye el circuito

a 500 kV Primavera–Usme, con transformación 500/230 kV y 500/115 kV, con las

reconfiguraciones de los circuitos Circo–Tunal y Tunal–Reforma de 230 kV y la

construcción de un nuevo circuito a 115 kV a la vieja subestación Usme.

Tabla 5.7. Generación de seguridad, área Bogotá, año 2010 Planta BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2 Usme

Potencia Activa [MW]

Chivor 800 800 720 800 800 720 800 800 35

Guavio 700 700 700 650 650 700 700 700 240

Paraíso 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Guaca 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Menores 153 153 153 153 153 153 153 153 113

Zipaquirá 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 1.653 1.653 1.573 1.603 1.603 1.573 1.653 1.653 388


Chivor 362 332 309 312 333 305 353 322 60

Guavio 500 500 485 475 500 480 500 490 400

Paraíso 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Guaca 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Menores 56 55 46 49 54 48 58 54 81

Zipaquirá 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 918 887 840 836 887 834 911 866 541

En la primera fase del estudio se encontró que el área requerirá una generación mínima de

1653 MW debido a que el transformador Bacatá 500/115 kV alcanza su máxima capacidad

de carga.




Se aprecia que, con la instalación de un SVC en algunas subestaciones del sur del área, es

posible reducir la generación de seguridad máximo en 80 MW.


interconexiones del área. La última columna muestra los resultados si se construye el

circuito a 500 kV Primavera–Usme, con transformación 500/230 kV y 500/115 kV, con las



Tabla 5.8. Transferencia por las interconexiones, con Bacatá, año 2010 (MW) Interconexión Base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2 Usme

PRI - BAC 605 611 638 628 628 637 611 611 624

PRI - USM - - - - - - - - 577

NOR - PUR 410 407 426 419 419 426 407 407 562

MES - MIR -188 -189 -186 -187 -187 -187 -188 -189 -112

MES - SFE 272 270 285 280 280 287 270 269 355

CHV - SCH -22 -22 -8 -15 -15 -9 -23 -22 154

Importación 1.287 1.287 1.349 1.327 1.328 1.350 1.288 1.287 2.271

Exportación -210 -211 -194 -202 -201 -196 -211 -211 -112

Balance 1.077 1.076 1.155 1.125 1.126 1.155 1.078 1.076 2.159


fase del estudio, puede incrementarse máximo en 80 MW con la instalación de un SVC en




Tabla 5.9. Carga en los transformadores del área Bogotá, con Bacatá, año 2010 (%) Transformación Base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2 Usme

Bacatá 115 100 99 100 99 100 100 99 99 95

Bacatá 230 43 40 44 43 43 44 40 40 67

Balsillas 72 72 71 71 72 72 72 72 61

Circo 84 83 80 85 80 82 83 83 61

Guaca 70 68 67 68 68 71 67 68 57

Noroeste 75 75 74 74 75 74 75 75 54

Torca 90 89 88 88 89 89 90 90 72

Tunal 69 68 69 67 67 66 68 68 63

Usme 115 - - - - - - - - 77

Usme 230 - - - - - - - - 86

Reforma 46 46 46 46 46 46 46 45 54

Al comparar la Tabla 5.9 con la Tabla 5.3, se aprecia que, al incrementar la demanda del

área, el transformador Bacatá 500/230 kV tiende a disminuir su carga, en tanto que el de

Bacatá 500/115 kV tiende a incrementar su carga, siendo necesario reducir la transferencia

por la línea de 500 kV.




La Tabla 5.10 presenta el perfil de tensiones en las subestaciones del STN que pertenecen

al área Bogotá, para el caso base y para cada proyecto bajo análisis.

Tabla 5.10. Tensiones en las subestaciones del área Bogotá, año 2010 (%) Subestación BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2 Usme

Bacatá 500 96,5 98,7 99,1 99,0 98,7 99,2 98,6 98,7 92,1

Bacatá 101,0 101,0 101,5 101,4 101,0 101,8 100,7 101,0 100,3

Balsillas 98,9 99,2 99,8 99,7 99,2 100,4 99,0 99,2 98,3

Chivor 109,4 109,7 109,9 109,9 109,7 109,9 109,5 109,8 105,3

Circo 98,9 100,3 100,9 102,0 100,3 101,0 99,6 100,2 99,2

Guaca 99,2 99,9 100,4 100,5 99,8 102,0 99,6 99,8 98,6

Guavio 107,9 108,5 108,8 108,9 108,5 108,9 108,1 108,8 105,5

Mesa 99,3 100,0 100,4 100,5 99,9 101,9 99,7 99,9 98,7

Noroeste 100,3 100,4 100,9 100,8 100,4 101,4 100,2 100,4 99,5

Paraíso 99,2 100,1 100,6 100,7 100,0 102,0 99,7 100,0 98,8

San Mateo 99,5 101,2 101,6 101,6 100,7 101,9 100,2 101,0 99,6

Torca 101,3 101,5 102,0 101,9 101,5 102,2 101,2 101,5 100,4

Tunal 99,9 102,0 102,3 102,3 101,3 102,2 100,7 101,7 100,3

Villavicencio 101,1 102,5 102,8 102,8 102,2 102,7 101,7 105,0 100,4





Reforma).

97

98

99

100

101

102

103

0

50

100

150

200

250

300

SVC [Mvar] 80,2 123,3 141,1 75,8 169,2 53,7 98,4

Promedio 230 [%] 100,9 101,8 102,2 102,3 101,7 102,7 101,3 101,9

Promedio 115 [%] 99,1 99,2 100,3 99,9 99,5 100,0 99,0 99,4


Figura 5.5 Tensiones promedio en las subestaciones del área Bogotá, año 2010

De acuerdo con esta gráfica, con el SVC instalado en Guaca 230 kV, y controlando que la

tensión permanezca en 102%, se logra elevar el perfil de tensiones en todas las barras del

STN de Bogotá de manera más efectiva que en las demás subestaciones, al elevar el




promedio de la tensión en todas las barras de 230 kV de Bogotá en un 1.8%. Así mismo, en

este mismo caso, se requiere la mayor inyección de reactivos, siendo necesario generar

169 Mvar. Ubicando el SVC en Tunal 230 kV, es posible fijar en esta barra una tensión del

102% con una inyección de 80 Mvar, y de esta forma elevar en 0.9% el promedio en la

tensión de las barras de 230 kV de Bogotá. En todo caso, para este año y dependiendo del

nodo en el cual se instale el SVC, la inyección de reactivos requerida oscilaría entre 53 y

169 Mvar para condiciones normales de operación.

La Tabla 5.11 muestra el comportamiento de las pérdidas técnicas de potencia activa en

cada una de las áreas que componen el Sistema Interconectado Colombiano tanto sin SVC

(caso base) como con SVC en cada subestación bajo evaluación.

Tabla 5.11. Pérdidas de potencia en el SIN, año 2010 (MW) Desde base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2 Usme

BOGOTA 71,15 70,16 67,85 68,83 69,82 67,75 70,81 70,02 53,18

CEDELCA_CEDENAR 40,05 39,95 40,08 40,01 40,10 39,94 39,96 39,96 34,28

CHEC 19,11 18,97 19,33 19,18 19,27 19,26 19,03 18,97 22,71

COSTA 61,23 61,26 61,29 61,28 61,27 61,30 61,25 61,26 48,62

EPM 81,50 80,87 82,92 82,12 82,26 82,81 80,95 80,87 111,37

EPSA 43,23 43,07 43,25 43,15 43,28 43,06 43,11 43,08 41,74

NORDESTE 20,04 19,40 19,54 19,47 19,47 19,53 19,40 19,40 21,57

THB 15,93 15,96 15,72 15,78 15,85 15,59 15,91 15,97 14,08

Total SIN 352,2 349,6 350,0 349,8 351,3 349,2 350,4 349,5 347,6



55

57

59

61

63

65

67

69

71

73

75

EEB 71,15 70,16 67,85 68,83 69,82 67,75 70,81 70,02



Se observa que el máximo ahorro en pérdidas de potencia activa sería de 3.40 MW

instalando el SVC en Guaca 230 kV, en tanto que el mínimo ahorro sería de 0.34 MW

instalando el SVC en Guaca 115 kV.






demandan del SVC.


Contingencia SVC

Mvar Sobrecargas %


T1 BAC 500/230 89 T2 BAC 500/115 120%



T1 BAC 500/230 132 T2 BAC 500/115 123%



T1 BAC 500/230 149 T2 BAC 500/115 123%



T1 BAC 500/230 86 T2 BAC 500/115 122%



T1 BAC 500/230 179 T2 BAC 500/115 121%



T1 BAC 500/230 60 T2 BAC 500/115 120%



T1 BAC 500/230 101 T2 BAC 500/115 120%




200 y 300 Mvar.






instale.




0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500




Figura 5.7. Consumo de reactivos en el SVC, año 2010

Año 2012


Bogotá para el año 2012, tanto para el caso base sin proyectos, como para cada una de las

alternativas planteadas. La última columna muestra los resultados si se construye el circuito

a 500 kV Primavera–Usme, con transformación 500/230 kV y 500/115 kV, con las



Tabla 5.13. Generación de seguridad, área Bogotá, año 2012 Planta BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2 Usme

Potencia Activa [MW]

Chivor 640 960 960 960 960 960 960 960 560

Guavio 500 950 850 875 875 850 950 1.050 300

Paraíso 270 0 0 0 0 0 0 0 0

Guaca 300 0 0 0 0 0 0 0 0

Menores 113 113 113 113 113 113 113 113 113

Zipaquirá 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 1.823 2.023 1.923 1.948 1.948 1.923 2.023 2.123 973


Chivor 237 358 334 318 355 322 409 418 237

Guavio 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Paraíso 90 0 0 0 0 0 0 0 0

Guaca 150 0 0 0 0 0 0 0 0

Menores 80 84 77 84 83 82 84 84 76

Zipaquirá 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 1.057 942 910 902 938 904 993 1.002 814

En la primera fase del estudio se encontró que para atender la demanda del área, sin que se

tengan violaciones de tensión en barras y de carga en las líneas que conectan a Guavio con

el sur del área, es necesario reemplazar generación de Guavio o Chivor con generación de

la cadena PaGua.




Se aprecia que, con la instalación de un SVC en cualquiera de las subestaciones candidatas,

es posible reemplazar la generación de la cadena PaGua, aunque ello implique incrementar

la generación de seguridad del área entre 100 y 300 MW.


interconexiones del área. La última columna muestra los resultados si se construye el

circuito a 500 kV Primavera–Usme, con transformación 500/230 kV y 500/115 kV, con las



Tabla 5.14. Transferencia por las interconexiones, con Bacatá, año 2012 (MW) Interconexión Base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2 Usme

PRI - BAC 616 542 577 568 568 576 543 509 614

PRI - USM - - - - - - - - 562

NOR - PUR 448 389 414 408 408 414 390 365 559

MES - MIR -201 -197 -194 -195 -194 -195 -195 -199 -178

MES - SFE 239 259 279 274 274 282 262 239 364

CHV - SCH -12 -86 -71 -74 -75 -72 -88 -102 25

Importación 1.303 1.190 1.270 1.249 1.250 1.272 1.194 1.113 2.125

Exportación -214 -283 -264 -269 -269 -267 -283 -302 -178

Balance 1.089 907 1.005 980 981 1.005 911 811 1.947


fase del estudio, puede verse reducida entre 85 y 280 MW con la instalación de un SVC en




Tabla 5.15. Carga en los transformadores del área Bogotá, con Bacatá, año 2012 (%) Transformación Base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2 Usme

Bacatá 115 100 99 100 100 100 100 100 100 100

Bacatá 230 41 26 31 30 30 32 26 20 55

Balsillas 79 74 73 74 73 75 74 76 68

Circo 82 90 84 93 83 87 88 92 75

Guaca 63 48 47 48 48 50 54 49 46

Noroeste 79 80 79 79 79 80 80 82 61

Torca 89 95 93 94 93 94 96 98 84

Tunal 70 76 78 74 74 73 75 79 73

Usme 115 - - - - - - - - 80

Usme 230 - - - - - - - - 81

Reforma 51 52 52 52 53 52 54 51 52

Al comparar la Tabla 5.15 con la Tabla 5.9 y la Tabla 5.3, se aprecia que, al incrementar la

demanda del área, el transformador Bacatá 500/230 kV continua su tendencia a disminuir

su carga, y el transformador Bacatá 500/115 kV a incrementarla, siendo necesario reducir la

transferencia por la línea de 500 kV.




La Tabla 5.16 presenta el perfil de tensiones en las subestaciones del STN que pertenecen

al área Bogotá, para el caso base y para cada proyecto bajo análisis.

Tabla 5.16. Tensiones en las subestaciones del área Bogotá, año 2012 (%) Subestación BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2 Usme

Bacatá 500 102,2 100,3 100,9 100,7 100,6 101,2 100,0 99,3 93,8

Bacatá 100,3 98,6 99,3 99,2 99,0 100,0 98,2 97,2 101,0

Balsillas 99,3 97,2 97,9 97,8 97,4 99,2 96,9 95,5 98,4

Chivor 109,1 108,2 108,4 108,5 108,2 108,5 107,7 107,6 109,1

Circo 101,1 99,2 99,7 102,0 99,5 100,0 97,6 96,7 99,9

Guaca 101,6 98,5 99,0 99,2 98,5 102,0 98,2 96,5 98,8

Guavio 108,6 107,0 107,3 107,7 106,9 107,5 105,9 106,0 108,5

Mesa 101,3 98,4 98,9 99,1 98,4 101,6 98,1 96,6 98,9

Noroeste 100,0 98,3 99,0 98,8 98,5 99,8 97,9 96,8 100,0

Paraíso 101,8 98,8 99,2 99,5 98,6 101,8 98,2 96,7 99,0

San Mateo 101,8 100,8 100,6 100,7 99,6 101,2 98,3 97,7 100,1

Torca 100,9 99,1 99,9 99,7 99,5 100,3 98,6 97,7 101,4

Tunal 102,1 102,0 101,5 101,4 100,2 101,2 98,7 98,4 100,8

Villavicencio 104,3 103,0 102,9 103,1 102,0 102,8 100,6 105,0 103,4





Reforma).

90

92

94

96

98

100

102

104

0

50

100

150

200

250

300

350

SVC [Mvar] 233,8 254,8 280,5 223,7 343,6 199,4 171,8

Promedio 230 [%] 102,5 100,7 101,0 101,2 100,5 101,9 99,6 99,1

Promedio 115 [%] 98,5 97,0 98,6 97,8 97,9 98,1 96,6 95,1


Figura 5.8. Tensiones promedio en las subestaciones del área Bogotá, año 2012

De acuerdo con esta gráfica, reemplazando la generación de la cadena PaGua con

generación en Chivor y Guavio y con un SVC instalado en el sur del área controlando que

la tensión en la barra que se instale permanezca en 102%, el perfil de tensiones del área cae




un poco. La inyección de reactivos del SVC requerida oscila entre 172 y 344 Mvar para

condiciones normales de operación.

La Tabla 5.17 muestra el comportamiento de las pérdidas técnicas de potencia activa en

cada una de las áreas que componen el Sistema Interconectado Colombiano tanto sin SVC

(caso base) como con SVC en cada subestación bajo evaluación.

Tabla 5.17. Pérdidas de potencia en el SIN, año 2012 (MW) Desde base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2 Usme

BOGOTA 67,08 86,24 83,61 83,72 84,85 83,19 88,08 91,65 68,50

CEDELCA_CEDENAR 37,78 38,33 38,49 38,42 38,51 38,15 38,26 38,41 39,30

CHEC 19,93 21,23 21,68 21,52 21,63 21,50 21,37 21,12 24,13

COSTA 53,73 53,64 53,66 53,66 53,67 53,62 53,66 53,67 54,13

EPM 97,51 92,54 95,27 94,51 94,67 94,84 92,71 90,50 124,43

EPSA 45,79 46,58 46,80 46,71 46,84 46,35 46,57 46,70 48,25

NORDESTE 21,47 21,38 21,25 21,26 21,29 21,23 21,44 21,65 21,67

THB 16,56 16,89 16,56 16,64 16,69 16,32 16,63 17,43 15,65

Total SIN 359,8 376,8 377,3 376,4 378,2 375,2 378,7 381,1 396,1



0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

EEB 67,08 86,24 83,61 83,72 84,85 83,19 88,08 91,65



De acuerdo con esta gráfica, reemplazando la generación de la cadena PaGua con

generación en Chivor y Guavio y con un SVC instalado en el sur del área controlando que

la tensión en la barra que se instale permanezca en 102%, el perfil de tensiones del área cae

un poco. La inyección de reactivos del SVC requerida oscila entre 172 y 344 Mvar para

condiciones normales de operación.

Se observa que al reemplazar la generación de la cadena PaGua las pérdidas técnicas

globales de potencia activa del área se incrementan entre 16 y 24 MW.



demandan del SVC.





Contingencia SVC

Mvar Sobrecargas %


T1 BAC 500/230 230 T2 BAC 500/115 111%



T1 BAC 500/230 253 T2 BAC 500/115 115%



T1 BAC 500/230 275 T2 BAC 500/115 114%



T1 BAC 500/230 222 T2 BAC 500/115 114%



T1 BAC 500/230 333 T2 BAC 500/115 114%



T1 BAC 500/230 198 T2 BAC 500/115 112%

L1 PMV_BAC 465 NOR_PUR


T1 BAC 500/230 171 T2 BAC 500/115 109%

L1 PMV_BAC NOR_PUR



250 y 330 Mvar.






instale.




0

100

200

300

400

500

600

700




Figura 5.10. Consumo de reactivos en el SVC, año 2012


Para cada una de las alternativas planteadas y todos los años de análisis se realizaron

simulaciones de estabilidad de voltaje. Las simulaciones fueron hechas para el caso base y

considerando la contingencia más severa para el mismo, en este caso la salida de la línea

Primavera – Bacatá 500 kV. A continuación se presentan las observaciones para cada uno

de los años y en el anexo 1 se muestran los detalles de las alternativas analizadas.

En el año 2008, para todas las alternativas de análisis, se presenta un sistema estable.

Se menciona que ante la contingencia Primavera-Bacatá 500 kV la alternativa que

plantea la adecuación de un SVC en el Tunal 230 kV presenta las sensibilidades más

altas.

Con el año 2010 también se tiene estabilidad en los casos simulados siendo la

alternativa con SVC en el Tunal 115 kV la que mayor sensibilidad presenta ante la falla

Primavera-Bacatá.

Respecto al año 2012, se tiene un sistema estable con valores de sensibilidad bajo

contingencia muy similares a los del caso base.

Para todas las simulaciones se presenta un sistema estable y al igual que en las otras áreas

de estudio, el sistema CEDENAR es el más débil, es decir, contiene las sensibilidades más

altas, destacándose las subestaciones de Tumaco, Ipiales y Junín.


Se realizaron simulaciones de estabilidad dinámica para el año 2008, en condiciones de

generación mínima en Bogotá, sin generación en PaGua ni Zipaquirá, ante contingencia en

la línea Primavera-Bacatá a 500 kV, para cada una de las alternativas bajo análisis e

indicadas en la Tabla 5.19. En particular, para el caso de instalación de un SVC en Tunal

230 kV, se hicieron simulaciones adicionales para incrementos de 100 MW en el límite de




importación ampliando la transformación 500/115 kV en Bacatá, con el fin de evaluar hasta

donde es posible incrementar el límite de importación del área.

Tabla 5.19. Simulaciones de estabilidad dinámica, año 2008, falla en Primavera-Bacatá

Anexo Descripción

2008.EEB.11 Con SVC en Tunal 230 kV, Bogotá Importando 1555 MW

2008.EEB.11B Con SVC en Tunal 230 kV, Bogotá Importando 1650 MW

2008.EEB.11C Con SVC en Tunal 230 kV, Bogotá Importando 1750 MW

2008.EEB.11D Con SVC en Tunal 230 kV, Bogotá Importando 1850 MW

2008.EEB.12 Con SVC en Tunal 115 kV, Bogotá Importando 1585 MW

2008.EEB.21 Con SVC en Circo 230 kV, Bogotá Importando 1585 MW

2008.EEB.22 Con SVC en Circo 115 kV, Bogotá Importando 1555 MW

2008.EEB.31 Con SVC en Guaca 230 kV, Bogotá Importando 1605 MW

2008.EEB.32 Con SVC en Guaca 115 kV, Bogotá Importando 1555 MW

2008.EEB.41 Con SVC en Reforma 230 kV, Bogotá Importando 1555 MW

La Figura 5.11 muestra las señales de tensión en varias barras del STN en el área Bogotá,

ante contingencia en la línea Primavera-Bacatá, tanto sin SVC (importando 1500 MW)

como con SVC en Tunal 230 kV (importando 1550 MW). En ambos casos, la transferencia

por el enlace que se pierde es asumida principalmente por los enlaces Noroeste-Purnio y

Mesa-San Felipe, sin que con ello se exceda la capacidad de carga de algún elemento, con

excepción de Noroeste-Purnio que queda con una carga ligeramente superior al 100%. Los

transformadores de Bacatá quedan operando en serie y el T1 500/230 kV invierte el sentido

de flujo de la corriente. Al cabo de los 10 segundos las señales en todos los demás

elementos del sistema se estabilizan en puntos de operación muy cercanos a la condición

pre-falla, con excepción de la tensión en Bacatá 500 kV que desciende del 90%. Se aprecia

que el proceso de estabilización de la tensión es muy similar en ambos casos, aunque con el

SVC se logra mejorar levemente el perfil de tensiones post-falla.

Sin SVC

Bogotá importando 1500 MW

Con SVC en Tunal 230 kV


Figura 5.11. Comportamiento dinámico de la tensión, falla Primavera-Bacatá, año 2008




La Figura 5.12 muestra el comportamiento dinámico de la señal de potencia reactiva

inyectada por el SVC en la barra a la que se conecta, para las cuatro subestaciones bajo

análisis. Los ajustes empleados para el control del SVC en cada punto son iguales en todos

los casos. Se aprecia que con el SVC en Guaca se tiene la menor oscilación y mejor

amortiguamiento de la señal de potencia reactiva.

Comparando la Figura 5.12 con la Tabla 5.6, se encuentra que, al considerarse el

comportamiento dinámico de las señales y elementos del sistema, cosa que se acerca más a

lo real, el tamaño requerido del SVC en cada punto se reduce considerablemente. Por

ejemplo, en la Tabla 5.6 se indica que para cubrirse ante la contingencia en la línea

Primavera-Bacatá se requiere una inyección de 363 Mvar en Tunal 230 kV, desde el punto

de vista de estado estacionario, en tanto que, la Figura 5.12 indica que este requerimiento

sería de sólo 200 Mvar. Otro caso más notorio aún se tiene con el SVC en Guaca 230 kV,

en el cual, con estado estacionario se encontró una necesidad de 585 Mvar, mientras que

con estabilidad de sólo 240 Mvar.

SVC Tunal 230 kV


SVC Circo 230 kV


SVC Guaca 230 kV

Bogotá importando 1600 MW SVC Reforma 230 kV


Figura 5.12. Potencia reactiva en el SVC, falla Primavera-Bacatá, año 2008




La Figura 5.13 muestra el comportamiento dinámico de las señales de tensión en varias

barras del STN del área Bogotá empleando un SVC en Tunal 230 kV y para transferencias

hacia Bogotá de 1650, 1750 y 1850 MW.

Los resultados dan clara muestra de la imposibilidad del área aumentar su límite de

importación más allá de los 1600 MW, aún con un SVC instalado en el sur del área Bogotá,

pero sin la generación de la cadena PaGua.

Bogotá importando 1650 MW Bogotá importando 1750 MW Bogotá importando 1850 MW

Figura 5.13. Límite de importación por estabilidad, falla Primavera-Bacatá, año 2008


A continuación se muestra la tabla resumen con los valores propios, según el intercambio

entre áreas del sistema.

Tabla 5.20. Resumen de Modos de Oscilación – Análisis Bogotá

Estabilidad de Pequeña Señal - Bogotá

Año Caso Modo Valor Propio Z (%) f (Hz)

2008 Bogota1minSVC_Circo115

Colombia-Ecuador -0.172+j2.347 7.3 0.37

Centro-Costa -0.202+j5.257 3.8 0.84

Guavio -0.052+j9.506 0.6 1.51

2010 Bogota1minSVC_Guaca115


Centro-Costa -0.125+j5.153 2.4 0.82

Guavio -0.128+j9.815 1.3 1.56

2012 Bogota1minSVC_Reforma230


Centro-Costa -0.168+j5.139 3.3 0.82

Guavio -0.258+j7.341 3.5 1.17




5.2.5 Resumen de resultados

Las tablas que a continuación se presentan resumen la situación que se espera año a año en

el área Bogotá.

La Tabla 5.21, construida a partir de la Tabla 5.1, Tabla 5.7 y Tabla 5.13, muestra la

evolución esperada en la generación de seguridad hasta el año 2012.

Tabla 5.21. Evolución de la generación de seguridad en Bogotá [Mvar] Planta BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

2008 1.043 -50 -80 -80 -50 -100 -50 -50

2010 1.653 0 -80 -50 -50 -80 0 0

2012 1.823 200 100 125 125 100 200 300

Se aprecia que en el año 2008, en todos los casos se logra una pequeña disminución en la

generación de seguridad comprendida entre 50 y 100 Mvar (se resaltan en negrilla las

máximas variaciones). En el año 2010 se mantiene este efecto en varias alternativas,

excepto en Tunal 230 kV, Reforma 230 kV y Guaca 115 kV que no producen ningún

efecto en la generación de seguridad. Ya para el año 2012 se observa un incremento en la

generación de seguridad, de entre 100 y 300 MW, debido a que en el caso base tiene que

emplearse la generación de la cadena PaGua, en tanto que con cualquiera las alternativas

bajo estudio es posible apagar esta generación.

La Tabla 5.22, construida a partir de la Tabla 5.2, Tabla 5.8 y Tabla 5.14, muestra la

evolución en la potencia activa transferida por cada una de las interconexiones del área.

Tabla 5.22. Evolución de las transferencias por las interconexiones en Bogotá [MW] Planta BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

2008 1.505 50 80 80 50 100 50 50

2010 1.077 0 80 50 50 80 0 0

2012 1.089 -180 -85 -110 -110 -85 -180 -280

De manera recíproca a lo que se aprecia con la generación de seguridad, el límite de

importación del área presenta un comportamiento complementario, mostrando incrementos

con las alternativas evaluadas para los años 2008 y 2010 y una disminución para el año

2012.

La Tabla 5.23, elaborada a partir de la Tabla 5.3, Tabla 5.9 y Tabla 5.15, muestra la

evolución en la carga de los corredores de transformación del área Bogotá.




Tabla 5.23. Carga en los transformadores del área Bogotá [%] Año Transformación Base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

2008 Bacatá 115 100 100 100 100 100 100 100 100

Bacatá 230 62 61 62 62 61 63 61 61

2010 Bacatá 115 100 99 100 99 100 100 99 99

Bacatá 230 43 40 44 43 43 44 40 40

2012 Bacatá 115 100 99 100 100 100 100 100 100

Bacatá 230 41 26 31 30 30 32 26 20

Desde los análisis de la Fase I se había encontrado que, con la entrada en operación del

Proyecto Bacatá, el límite de importación lo estaba definiendo la carga en el transformador

Bacatá 500/115 kV, y que con el incremento en la demanda del área en el tiempo, dicho

límite se iba a ver aún más reducido debido a que este transformador mostraba una

tendencia a tomar cada vez más carga del transformador Bacatá 500/230 kV. La instalación

de un SVC en el sur del área Bogotá permite mejorar en alguna medida el perfil de

tensiones en todas las barras del área, lo que a su vez conlleva una reducción en la carga de

los transformadores y una disminución en las pérdidas técnicas del área, al lograrse una

menor circulación de corriente, y este es todo el beneficio que puede esperarse y que

efectivamente se obtiene con este tipo de proyectos.

En cuanto a la carga en las líneas de transmisión del área Bogotá, ya desde los análisis de la

Fase I se había encontrado que el nivel de carga que mostraban para los años 2010 y 2012

todavía permanecían por debajo del 90% y ninguna de ellas se mostraba como un elemento

generador de restricciones técnicas u operativas.

La Tabla 5.24, elaborada a partir de la Tabla 5.5, Tabla 5.11 y Tabla 5.17, presenta la

evolución en las pérdidas de potencia activa en el área Bogotá.

Tabla 5.24. Evolución de las pérdidas en el área Bogotá [MW] Planta BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

2008 57,2 -0,5 -1,7 -1,6 -0,6 -1,8 -0,2 -0,8

2010 71,2 -1,0 -3,3 -2,3 -1,3 -3,4 -0,3 -1,1

2012 67,1 19,2 16,5 16,6 17,8 16,1 21,0 24,6

En todas las alternativas se aprecia un ahorro en pérdidas técnicas de potencia activa para

los años 2008 (entre 0.2 y 1.8 MW) y 2010 (entre 1.0 y 3.4 MW), en tanto que, para el año

2012 muestran un incremento en las mismas (entre 16.1 y 24.6 MW). Esto último se debe a

que al ser reemplazada la generación de PaGua (que está ubicada más cerca de los centros

de demanda) con generación de Guavio, hay una mayor cantidad de potencia haciendo un

mayor recorrido hasta su lugar de consumo.

La Tabla 5.25 muestra la inyección de reactivos requerida por parte del SVC, tanto para


Primavera–Bacatá para el año 2008, esta última evaluada con estado estacionario y con

estabilidad dinámica.




Tabla 5.25. Requerimientos de reactivos en el SVC [Mvar] Año Estado Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2

2008

Normal 59 104 115 60 203 41 97

Contingencia (EE) 363 354 420 324 585 284 329

Contingencia (ED) 200 230 250 190 240 135 165

Aunque los resultados de estado estacionario indicaban que para cubrirse ante la

contingencia en la línea de interconexión Primavera–Bacatá 500 kV que el tamaño del SVC

oscilaría entre 300 y 600 Mvar, las simulaciones de estabilidad dinámica de esta misma

contingencia muestran que, al considerar toda la dinámica del sistema eléctrico, con un

SVC de máximo 250 Mvar el sistema queda cubierto ante tal contingencia.




6. ANÁLISIS ZONA SUROCCIDENTE

De acuerdo a los análisis realizados en la etapa I del presente proyecto, se concluyó que la

limitante para el incremento de transferencia de potencia hacia la zona Sur occidental del

país (Sistema Eléctrico de EPSA y CEDELCA-CEDENAR) para los años 2008, 2010 y

2012, manteniendo un intercambio de 500 MW con el Ecuador, es la alta cargabilidad que

presenta el transformador tridevanado 500/230 kV ubicado en la Subestación San Marcos;

adicional a esta limitante se encontraron bajos niveles de tensión en las barras La Virginia y

San Marcos 500 kV, los cuales decrecen por debajo de los umbrales operativos (0,9 p.u)

cuando se produce la salida de operación de la línea San Carlos – La Virginia 500 kV ó La

Virginia – San Marcos 500 kV.

Las siguientes tablas resumen los resultados obtenidos para el caso base del año 2008:

Tabla 6.1 Potencia por las líneas de Interconexión

Línea Transferencia P(MW) Cargabilidad %

San Carlos - La Virginia 500 kV 620,2 25,4

La Virginia - San Marcos 500 kV 429,6 16,4

Ancon Sur - Esmeralda 230 kV* 174,9 46,8

San Carlos - Esmeralda 230 kV* 132,7 35,0

Mirolindo – Betania 230 kV 142,0 41,7

* Doble Circuito

Tabla 6.2 Cargabilidad del Transformador San Marcos

Transformador Cargabilidad %

San Marcos 500/230 kV 99,8

Tabla 6.3 Niveles de Tensión

Barra Tensión %

La Virginia 500 kV 95,2

San Marcos 500 kV 96,7

Tabla 6.4 Transferencia de Potencia entre zonas.

Zonas Transferencia (MW)

CHEC – EPSA 564,1

EPM – EPSA. 614,2

THB – CEDELCA 470,6

CEDELCA - ECUADOR -500,5

Total Transferencia 1148,4

Los análisis de estabilidad transitoria desarrollados en la etapa I no arrojaron indicios de

pérdida de estabilidad, ni oscilaciones de potencia ante los diferentes disturbios evaluados.





El objetivo al presentar soluciones a la problemática anterior es utilizar tecnología FACTS

como nueva alternativa que puede retrasar o evitar la construcción de nuevas líneas de

transmisión u otro tipo de proyectos.

Dado que el problema no es de estabilidad ni de calidad de potencia, el objetivo en este

caso sería redireccionar el flujo de potencia por corredores de 230 kV predeterminados lo

que en principio permitiría aumentar la transferencia de potencia entre las zonas objeto de

análisis.

Con el fin de aliviar la sobrecarga del transformador 500/230 kV ubicado en la Subestación

San Marcos, se analizaron diversas compensaciones serie en los corredores de 230 kV que

alimentan la zona Sur occidental; se consideró un factor de compensación k=0,6;

compensaciones inferiores (k<0.6), no son suficientes para alcanzar el objetivo propuesto.

Las alternativas evaluadas fueron:

Compensación Serie de la línea San Carlos – Esmeralda 230 kV (Ver 1 en el diagrama

unifilar)

Compensación Serie de la línea Ancon Sur – Esmeralda 230 kV (2)

Compensación Serie de la línea Mirolindo- Betania 230 kV (3).

Debido a que se presentan problemas de bajas tensiones, se analizó, adicionalmente, la

conexión de una compensación Shunt Capacitiva en el área de San Marcos 230 kV (4).

Cada una de estas alternativas fue analizada por separado y en conjunto. La Figura 6.1

muestra los puntos de ubicación.

Debido a que los problemas encontrados son de estado estable, inicialmente se evaluará el

desempeño de compensaciones serie convencionales (suicheadas mecánicamente) y

posteriormente su comparación con un TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor).




1

2

3

4

SAN CARLOS

Figura 6.1 Área Suroccidente, ubicación de alternativas





A continuación se presentan los resultados obtenidos del análisis de estado estable para

cada alternativa y combinación de estas en los años 2008, 2010 y 2012. Estos resultados

corresponden a la máxima transferencia de potencia alcanzada. Al final de la presentación

de todas las alternativas se realizan los análisis y comparaciones pertinentes.

Para aumentar la transferencia de potencia, se disminuyó generación local en el

Suroccidente.


Año 2008

Alternativa 1: Compensación Línea San Carlos – Esmeralda 230 kV

Tal como se mencionó anteriormente, se analizó un esquema de compensación serie con un

k = 0,6. Vale la pena aclarar que este corredor tiene una longitud de 193,7 km. En la tabla

siguiente se presentan las máximas transferencias obtenidas, con la compensación indicada.








* Doble Circuito

Tabla 6.6 Cargabilidad transformador San Marcos




Barra Tensión %






Tabla 6.8 Transferencia de Potencia entre zonas


CHEC - EPSA 704,9

EPM – EPSA. 553,6

THB - CEDELCA 470,9



Alternativa 2: Compensación Línea Ancon Sur – Esmeralda 230 kV

Longitud de la línea: 129,49 km.

k=0,6.

Doble Circuito

Tabla 6.9. Potencia por las líneas de Interconexión







* Doble Circuito





Barra Tensión %





CHEC - EPSA 666,9

EPM – EPSA. 561,5

THB - CEDELCA 471,2



Alternativa 3: Compensación Línea Mirolindo – Betania 230 kV

Longitud de la línea: 206 km.

k=0,6.

Circuito sencillo.






San Carlos – La Virginia 500 kV 629,5 25,2





* Doble Circuito




Tabla 6.15. Niveles de Tensión

Barra Tensión %



Tabla 6.16. Transferencia de Potencia entre zonas


CHEC - EPSA 564,3

EPM – EPSA. 623,4

THB - CEDELCA 531,8



Alternativa 4: Compensación Shunt Capacitiva Yumbo 230 kV

La compensación shunt capacitiva fue evaluada tanto en la Subestación Yumbo 230 kV y

San Marcos 230 kV. Debido a que las dos subestaciones se encuentran separadas por una

línea de transmisión de 6,15 km, el efecto de ubicar esta compensación en una u otra

subestación es el mismo; sin embargo se decidió ubicarlo en Yumbo 230 kV ya que es la

subestación donde se concentra la zona industrial del sistema eléctrico de EPSA y además,

debido a que San Marcos, ya dispone de una compensación importante.








* Doble Circuito




Tabla 6.18. Cargabilidad transformador San Marcos




Barra Tensión %





CHEC – EPSA 571,4

EPM – EPSA. 637,0

THB – CEDELCA 467,5



Las siguientes dos alternativas son casos combinados.

Alternativa 5: Compensación Serie Línea San Carlos – Esmeralda 230 kV +

Compensación Shunt Capacitiva Yumbo 230 kV








* Doble Circuito





Barra Tensión %








CHEC - EPSA 724,7

EPM – EPSA. 564,6

THB - CEDELCA 467,3



Alternativa 6: Compensación Serie Línea Mirolindo – Betania 230 + Compensación

Shunt Capacitiva Yumbo 230 kV








* Doble Circuito





Barra Tensión %





CHEC - EPSA 569,6

EPM – EPSA. 635,4

THB - CEDELCA 527,7



Comparación de Resultados

La Figura 6.2 y la Figura 6.3 muestran la comparación de las diferentes alternativas desde

el punto de vista de aumento de la transferencia de potencia, así como el mejoramiento de

los perfiles de tensión en las barras de 500 kV.




De la Figura 6.2 se puede concluir lo siguiente:

De las alternativas individuales la que mayor efecto tiene sobre la transferencia de

potencia y optimización del corredor de 230 kV es la compensación San Carlos –

Esmeralda seguida de la compensación Mirolindo – Betania. Se obtienen incrementos

en la transferencia de potencia del 7% (80,8 MW) y 6,1 %(71,4 MW) respectivamente.

La compensación shunt no tiene un efecto significativo sobre el aumento de la

transferencia de potencia. Solo se logra un incremento del 2,4% (27,6 MW).

De las alternativas combinadas, la compensación San Carlos – Esmeralda 230 kV +

Compensación Shunt Yumbo permite un aumento en la transferencia de potencia del

9,43% (108,3 MW) mientras que la compensación Mirolindo – Betania +

Compensación Shunt Yumbo del 7,3% (84,2 MW).

En todos los casos analizados, nuevamente la limitante para el aumento de la transferencia

de potencia fue la cargabilidad del transformador tridevanado de la Subestación

San Marcos 500/230 kV.

Transferencia Hacia el Sur Occidente Colombiano (MW)

1070

1090

1110

1130

1150

1170

1190

1210

1230

1250

1270

Caso Base Comp Scarlos -

Esmer 230 kV

Comp Ancon -

Esmer 230 kV

Comp Miro -

Betania 230 kV

Comp Shunt

Yumbo 230 kV

Comp Scarlos -

Esmer + Comp

Shunt Yumbo

Comp Miro - Betan

+ Comp Shunt

Yumbo

Figura 6.2. Transferencia de Potencia, Suroccidente

La Figura 6.3 muestra el efecto de las alternativas en el mejoramiento de los perfiles de

tensión; de esta se puede concluir:




Evidentemente la compensación que mayor efecto tiene sobre la tensión es la ubicada

en la Subestación Yumbo 230 kV, pero su efecto en el aumento de transferencia es

menor.

Las compensaciones serie evaluadas no tienen un efecto significativo sobre las

tensiones en las barras de 500 kV, pero tienen un importante efecto en la máxima

transferencia de potencia.

De las alternativas combinadas la que mayor efecto tiene sobre la tensión es la

compensación Mirolindo – Betania y Compensación Shunt Yumbo 230 kV.

Variación de Tensión %

89,5

91,5

93,5

95,5

97,5

99,5

101,5

Caso Base Comp Scarlos -

Esmer 230 kV

Comp Ancon -

Esmer 230 kV

Comp Miro -

Betania 230 kV

Comp Shunt

Yumbo 230 kV

Comp Scarlos -

Esmer + Comp

Shunt Yumbo

Comp Miro - Betan

+ Comp Shunt

Yumbo

Tensión Virginia 500 kV % Tensión San Marcos 500 kV %

Figura 6.3. Perfiles de tensión Barras 500 kV, área Suroccidente

De acuerdo a los anteriores resultados se puede concluir que tanto desde el punto de vista

de aumento de transferencia de potencia como de mejoramiento de los perfiles de tensión,

la alternativa que ofrece mayor desempeño es la Compensación Serie de la Línea

San Carlos – Esmeralda 230 kV + Compensación Shunt en Yumbo 230 kV.

Aún cuando el aumento en el mejoramiento de la transferencia de potencia, no es

significativo cuando se considera o no la compensación shunt en Yumbo 230 kV, ya que el

aumento sólo es del 2,4 % (27,5 MW), se ha decidido realizar los análisis con esta

compensación, debido a que los voltaje posfalla, para varios de los eventos, están por

debajo de 0.9. De acuerdo a lo anterior, los análisis para los años 2010 y 2012 se realizaron

considerando esta alternativa.

La Figura 6.4 muestra la comparación de las transferencias de potencia de cada zona




-550

-350

-150

50

250

450

650

850

1050

1250

CHEC - EPSA EPM - EPSA THB - CEDELCA CEDELCA-ECUADOR TRANS NETA

Zonas

Tra

nsfe

ren

cia

(M

W)

Caso Base Caso Comp Figura 6.4 Comparación de Transferencias de Potencia año 2008

Comparación Caso Base Vs Compensación San Carlos – Esmeralda 230 kV +

Compensación Shunt Yumbo 230 kV.

Las siguientes tablas presentan de manera comparativa el efecto de las compensaciones

propuestas tanto en la optimización de la red de 230 kV como en el mejoramiento de las

tensiones. En este caso, no se aumentó la transferencia de potencia, dado que el objetivo es

evaluar como se redistribuyen los flujos de potencia debido a la compensación serie.

En la Tabla 6.29 se puede notar que al compensar la línea San Carlos – La Esmeralda el

flujo de potencia por esta aumenta de 132,7 MW a 237,6 MW, es decir, un incremento del

79% (104,9 MW); de igual manera se puede observar una disminución del 12,8%

(79,8 MW) de la transferencia de potencia por el corredor de 500 kV San Carlos – La

Virginia.

Tabla 6.29 Potencia por las Líneas de Interconexión Línea Caso Base Comp SCarlos – Esme 230 kV





Mirolindo – Betania 230 kV 142,0 131,3 * Doble Circuito




Tabla 6.30. Cargabilidad transformador San Marcos %

Transformador Caso Base Comp SCarlos – Esme 230 kV

San Marcos 500/230 kV 99,8 92,4


Barra Caso Base Comp SCarlos – Esme 230 kV

La Virginia 500 kV 95,2 97,7

San Marcos 500 kV 96,7 100,0

La Tabla 6.32 resume las transferencias de potencia desde las zonas vecinas hacia el sur

occidente del país. Claramente se puede notar un aumento de la transferencia por el

corredor de 230 kV es decir desde CHEC hasta EPSA.


Zonas Caso Base Comp SCarlos – Esme 230 kV

CHEC - EPSA 564,1 656,2

EPM – EPSA. 614,2 529,6

THB - CEDELCA 470,6 460,6

CEDELCA - ECUADOR -500,5 -500,4

Total Transferencia 1148,4 1146,0

Análisis Año 2010

Tabla 6.33 Potencia por las líneas de Interconexión (MW)

Línea Caso Base Caso Compensado






Tabla 6.34. Cargabilidad del Transformador San Marcos (%)

Transformador Caso Base Caso Compensado

San Marcos 500/230 kV 100 100

Tabla 6.35. Niveles de Tensión (%)

Barra Caso Base Caso Compensado


San Marcos 500 kV 96,3 97,7




Tabla 6.36 Transferencia de Potencia entre zonas (MW)

Zonas Caso Base Caso Compensado

CHEC – EPSA 514,6 665,8

EPM – EPSA. 661,2 601,3

THB – CEDELCA 465,0 461,6

CEDELCA – ECUADOR -507,3 -507,2


-550

-350

-150

50

250

450

650

850

1050

1250


Zonas

Tra

nsfe

ren

cia

(M

W)

Caso Base Caso Comp

Figura 6.5. Comparación de Transferencias de Potencia 2010.

Análisis Año 2012

Tabla 6.37. Potencia por las líneas de Interconexión (MW)

Línea Caso Base Caso Compensado






Tabla 6.38. Cargabilidad del Transformador San Marcos (%)

Transformador Caso Base Caso Compensado

San Marcos 500/230 kV 99,0 100,1




Tabla 6.39. Niveles de Tensión (%)

Barra Caso Base Caso Compensado


San Marcos 500 kV 92,9 97,4

Tabla 6.40. Transferencia de Potencia entre zonas (MW)

Zonas Caso Base Caso Compensado

CHEC – EPSA 470,2 642,1

EPM – EPSA. 633,0 605,4

THB – CEDELCA 448,8 450,6

CEDELCA – ECUADOR -503,8 -502,7


-550

-350

-150

50

250

450

650

850

1050

1250


Zonas

Tra

ns

fere

nc

ia (

MW

)

Caso Base Caso Comp

Figura 6.6. Comparación de Transferencias de Potencia 2012

Dimensionamiento de la Compensación Shunt Capacitiva

Año 2008

Los resultados encontrados indican que para alcanzar la transferencia de potencia y los

perfiles de tensión indicados en la Tabla 6.23 y la Tabla 6.24, la compensación shunt

ubicada en la subestación Yumbo 230 kV debe tener como mínimo una capacidad de

200 Mvar.

Bajo condiciones de contingencia, por ejemplo ante la salida de operación de la línea San

Carlos – La Virginia 500 kV, los voltajes son inferiores a 0.9, y es necesario realizar




deslastre de carga. Para evitar lo anterior, el banco anterior (200 Mvar) debe

redimensionarse para suministrar aproximadamente 250 Mvar adicionales. Por tanto, de

acuerdo a los análisis realizados, un esquema de compensación shunt conformado por un

banco de capacitores fijos en conjunto con un SVC serviría de respaldo ante condiciones de

contingencia.

La Figura 6.7 muestra los resultados de flujo de carga donde el conjunto de capacitores

entregan una potencia reactiva de 204 MVAr, mientras el SVC solo consume 0,3 MVAr

dejando 250 MVAr de reserva para condiciones de contingencias severas.

Figura 6.7. Esquema de Compensación SVC + FC

Año 2010

Para alcanzar la transferencia de potencia y los perfiles de tensión indicados en la Tabla

6.35 y la Tabla 6.36 se puede conservar el esquema de compensación encontrado para el

año 2008, es decir, un banco fijo de 200 MVAr y un SVC de 250 MVAr

Año 2012

Los resultados encontrados arrojan que para alcanzar la transferencia de potencia y los

perfiles de tensión indicados en la Tabla 6.39 y la Tabla 6.40, la compensación shunt

ubicada en la subestación Yumbo 230 kV debe tener como mínimo una capacidad de

300 MVAr. Bajo condiciones de contingencia, por ejemplo ante la salida de operación de la

línea San Carlos – La Virginia 500 kV, este banco debe suministrar aproximadamente

250 MVAr adicionales.




Análisis de Contingencias

La Tabla 6.41 resume los resultados del análisis de contingencias para cada uno de los años

evaluados.

Tabla 6.41. Resumen análisis de contingencias

Ubicación de la Contingencia Año

2008 2010 2012

San Carlos - La Virginia 500 kV Sobrecarga Línea Comp SCarlos – Esme 230 kV

Sobrecarga Línea Comp SCarlos – Esme 230 kV

Sobrecarga Línea Comp SCarlos – Esme 230 kV. Tensión Virginia 500kV < 0,9 p.u.

La Virginia- San Marcos 500 kV Sobrecarga Transf San La Virginia 500/230 kV

Sobrecarga Transf San La Virginia 500/230 kV

Sobrecarga Transf San La Virginia 500/230 kV.

San Carlos - Esmeralda Comp 230 kV Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 kV

Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 kV

Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 kV.

Ancon Sur - Esmeralda 230 kV Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 kV



Enea - Esmeralda 230 kV Sin Violaciones Sin Violaciones Sin Violaciones

Esmeralda – La Virginia 230 kV Sin Violaciones Sin Violaciones Sin Violaciones

Esmeralda - Compensación Norte 230 kV Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 kV



San Marcos - Juanchito 230 kV Sobrecarga Línea San Marcos - Yumbo 230 kV

Sin Violaciones Sin Violaciones

San Marcos - Yumbo 230 kV Sin Violaciones Sin Violaciones Sin Violaciones

Yumbo - San Bernardino 230 kV Sin Violaciones Sin Violaciones Sin Violaciones (2) Salvajina - Juanchito 230 kV Sin Violaciones Sin Violaciones Sin Violaciones San Bernardino - Jamondino - 230 kV

Sobrecarga Línea Mocoa – Jamondino 230 kV (1)

Sobrecarga Línea Mocoa – Jamondino 230 kV (1)

Sin Violaciones (1)

Mirolindo- Betania 230 kV Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 kV



Betania - San Bernardino 230 kV Sin Violaciones Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 kV

Sin Violaciones

Jamondino - Pomasqui 230 kV Sin Violaciones Sin Violaciones Sin Violaciones (1)

Salida de operación Tridevanado La Virginia 500/230 kV




(1) Para lograr convergencia es necesario deslastrar carga en el sistema eléctrico de CEDENAR

(2) Para lograr convergencia es necesario deslastrar carga en el sistema eléctrico de CEDELCA


La estabilidad de voltaje se analizó considerando el caso base y las contingencias en las

líneas San Carlos – La Virginia y La Virginia – San Marcos 500 kV, por ser las más

severas.

En el año 2008 se presenta un sistema estable ante las contingencias simuladas

destacándose la falla San Carlos-Virginia 500 kV con las sensibilidades más altas

respecto a las otras.

Con el año 2010 se presenta estabilidad ante todas las fallas con valores de sensibilidad

muy similares al caso base.




Para el año 2012 de nuevo la falla más relevante ocurre con la línea San Carlos-Virginia

500 kV donde se presentan las sensibilidades más altas.

En general para todos los años analizados se encontró que las subestaciones más débiles se

encuentran en el sistema eléctrico de CEDENAR donde se destacan Tumaco, Ipiales y

Junín 115 kV los cuales presentan las sensibilidades más altas ante las diferentes

contingencias simuladas. En ningún caso existieron sensibilidades negativas.


Efecto de la Compensación Serie San Carlos – Esmeralda 230 kV

La Figura 6.8 muestra el efecto que tiene la compensación serie en la respuesta transitoria

del sistema ante contingencias. Para el caso en particular se evaluó la respuesta ante una

falla al 50% de la línea San Carlos – La Virginia 500 kV y su posterior apertura.

Angulo de Rotor Gen Alto A

-180

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tiempo (s)

An

gu

lo (

º)

Caso Base Caso Comp Scarlos - Esmer 230 kV + Shunt Yumbo

Figura 6.8. Efecto Compensación Serie




Tensión La Virginia 500 kV

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tiempo (s)

Ten

sió

n (

p.u

)

Caso base Caso Comp Scarlos - Esmer 230 kV + Shunt Yumbo Figura 6.9. Efecto Compensación Serie

Comparación entre compensación tradicional y TCSC. Línea San Carlos – Esmeralda

230 kV

Con el fin de comparar la respuesta transitoria entre la compensación serie convencional y

la ofrecida por un TCSC se simuló una falla trifásica al 50% de la línea San Carlos – La

Virginia 500 kV. La Figura 6.10 muestra la potencia por la línea compensada.

P linea San Carlos - Esmeralda

150

200

250

300

350

400

450

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tiempo (s)

P(M

W)

Comp Convencional Comp TCSC

Figura 6.10. Comparación respuesta TCSC – Compensación Convencional




Tal como se indicó en el informe de la etapa I, los análisis de esta zona no arrojaron

resultados que indiquen problemas de estabilidad y los cuales son corroborados por la

Figura 6.10. Tal como se puede notar no se presentan grandes oscilaciones de potencia que

necesitaran ser corregidas mediante un sistema de control avanzado tal como el de un

TCSC; por tanto, dado que no hay problemas de estabilidad la compensación serie puede

ser implementada por medio de un esquema de compensación convencional.

La Figura 6.11 muestra la variación de la reactancia del TCSC ante el disturbio analizado.

Variación Reactancia TCSC

-70

-68

-66

-64

-62

-60

-58

-56

-54

-52

-50

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tiempo (s)

Reacta

ncia

(O

hm

)

Figura 6.11. Reactancia TCSC

Análisis de Estabilidad Transitoria

De la etapa I se concluyó que el sistema no presenta problemas de estabilidad transitoria.

Para el presente análisis solo se consideraron los disturbios mas severos en el sistema, es

decir fallas sobre la línea San Carlos – La Virginia y La Virginia – San Marcos 500 kV.

Vale la pena aclarar que ninguna de las barras del sistema de transmisión presenta tensiones

de posfalla por debajo de los umbrales operativos.

Las siguientes figuras muestran la respuesta del sistema ante la falla y salida de operación

de la línea San Carlos – La Virginia 500 kV para el año 2008.




Figura 6.12. Ángulos de rotor




Figura 6.13. Potencia Activa Generadores




Figura 6.14. Frecuencia Barras 500 kV




Figura 6.15. Frecuencia Barras 230 kV




Figura 6.16. Tensiones Barras 500 kV




Figura 6.17 Tensiones Barras 230 kV




Figura 6.18. Potencia Líneas 500 kV





A continuación se muestra la tabla con los valores propios entre las áreas de influencia del

sistema para el análisis de pequeña señal.

Tabla 6.42. Resumen de Modos de Oscilación – Análisis SurOccidente

Estabilidad de Pequeña Señal - Suroccidente

Año Caso Modo Valor Propio Z (%) f (Hz)

2008 Epsa1Min2008


Centro-Costa -0.309+j6.883 4.5 1.10

Betania -0.238+j5.160 4.6 0.82

2010 Epsa1Min2010


Centro-Costa -0.309+j6.844 4.5 1.09

Betania -0.253+j5.654 4.5 0.90

2012 Epsa1Min2012


Centro-Costa -0.271+j6.795 4.0 1.08

Betania -0.249+j5.668 4.4 0.90

6.2.5 Resumen de Resultados Obtenidos Años 2008 - 2012

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

2008 2010 2012

Año

Pg

en

era

da (

MW

)

Generación Total

Figura 6.19. Resumen de Generación Sur occidente




900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

2008 2010 2012

Año

Tra

ns

fere

nc

ia (

MW

)

Caso Base Caso Comp

Figura 6.20. Resumen Transferencias de Potencia.

Tabla 6.43. Despacho de las plantas de generación

DESPACHO POR PLANTA DEL SUR OCCIDENTE

PLANTA

2008 2010 2012

Generación Generación Generación

MW Unidades MW Unidades MW Unidades

ALTO ANCHICAYA 285 3 300 3 360 3

SALVAJINA 60 1 180 3 270 3

BETANIA 540 3 540 3 537 3

BAJO ANCHICAYA 0 0 0 0 0 0

CALIMA 0 0 0 0 0 0

TERMOEMCALI 0 0 0 0 0 0

TERMOVALLE 0 0 0 0 0 0

RIOMAYO 18 3 18 3 21 3

FLORIDA 20 2 16 2 24 2

GENERACIÓN TOTAL 923 1054 1212




84

86

88

90

92

94

96

98

100

Vprefalla Vposfalla Vprefalla Vposfalla

Virginia San Marcos

Ten

sió

n %

2008 2010 2012

Figura 6.21. Tensiones de Prefalla y Posfalla




6.3 CONCLUSIONES

De los esquemas de compensación serie evaluados la que mayor efecto tiene sobre el

aumento de transferencia de potencia es la compensación San Carlos – Esmeralda

230 kV.

La compensación Shunt evaluada tiene como fin solucionar los problemas de bajos

voltajes que se presentan luego de las fallas y por lo tanto sirven de respaldo de

reactivos, ante contingencias en el sistema, como por ejemplo la salida de operación de

la línea San Carlos – La Virginia 500 kV.

Debido a que no se encontraron problemas de estabilidad transitoria, no se evaluó la

necesidad de utilizar tecnología FACTS en la compensación serie, con el fin de

incrementar la transferencia de potencia hacia esta región del país. Con esquemas de

compensación convencionales se pueden alcanzar los objetivos deseados.




7. ANÁLISIS INTERCONEXIÓN CON ECUADOR

De acuerdo con los resultados de la primera etapa del presente proyecto la cual comprendía

el diagnóstico del sistema eléctrico nacional se concluyó lo siguiente:

Considerando los refuerzos de transmisión realizados en la interconexión se alcanzaron

transferencias de potencia superiores a 500 MW para los años 2008, 2010 y 2012. Vale

la pena recordar que en dichos análisis se consideraron en operación conjunta la

interconexión DC con SIEPAC y la interconexión con Venezuela por medio de las

líneas de transmisión Cuestecita – Cuatricentro y San Mateo – Corozo 230 kV.

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

Colombia - Ecuador

Tra

ns

fere

nc

ia (

MW

)

2008 2010 2012

Figura 7.1 Resumen Intercambios de Potencia con Ecuador

Para cada uno de los años analizados se encontraron niveles de tensión de estado estable

con tendencia a disminuir especialmente en las barras de Jamondino, Mocoa y Altamira

en el lado Colombiano y en Pomasqui en Ecuador como lo muestra la Figura 7.2.




0,900

0,910

0,920

0,930

0,940

0,950

0,960

0,970

0,980

0,990

1,000

San Bernardino

230 kV

Jamondino 230 kV Betania 230 kV Altamira 230 kV Mocoa 230 kV Pomasqui 230 kV Sta Rosa 230 kV

Barras

Te

ns

ión

(p

.u)

Figura 7.2 Tensiones Interconexión con Ecuador año 2008

Debido al déficit de reactivos en la zona mencionada anteriormente, la mayoría de las

contingencias analizadas no tuvieron convergencia del flujo de carga por lo que fue

necesario deslastrar carga especialmente en el sistema eléctrico de CEDENAR.

Las contingencias que alcanzaron convergencia evidenciaron la falta de reactivos en la

zona. Por ejemplo ante la salida de operación de la línea San Carlos – La Virginia 500

kV varias barras del sur occidente permanecen con tensiones inferiores a 0,9 p.u.

Del análisis de estabilidad transitoria se encontró que ante las contingencias evaluadas

se presenta una oscilación transitoria amortiguada entre Colombia y Ecuador con una

frecuencia estimada de 0.46 Hz; adicionalmente ante todas las contingencias se presenta

una oscilación del voltaje en la subestación Jamondino, causada por la oscilación de

potencia que se presenta entre los dos países. En las subestaciones vecinas la oscilación

presente es menor.




Figura 7.3 Zona bajo análisis


Con el fin de incrementar el intercambio de potencia con Ecuador y a su vez mejorar los

perfiles de tensión en las barras mencionadas anteriormente, se analizaron las siguientes

alternativas

Compensación serie (k=0,6) de las líneas Jamondino – Pomasqui 230 kV. (1)

Compensación Shunt en la barra Jamondino 230 kV (2)

Combinación de las anteriores alternativas.




1

2

1

2

Figura 7.4. Ubicación de Alternativas


A continuación se presentan los resultados obtenidos del análisis de estado estable para los

años 2008, 2010 y 2012. Para el año 2008, considerado como el año base se analizaron las

alternativas descritas anteriormente.


La Figura 7.5 muestra los resultados obtenidos desde el punto de vista de incremento de la

transferencia de potencia con cada una de las alternativas.




0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

Base Serie Shunt Serie + Shunt

Casos

Tra

ns

fere

nc

ia (

MW

)

Colombia - Ecuador

Figura 7.5 Comparación de Intercambio de potencia año 2008

La Figura 7.6 muestra la comparación de los perfiles de tensión para cada una de las

alternativas evaluadas.

0,90

0,91

0,92

0,93

0,94

0,95

0,96

0,97

0,98

0,99

1,00

San Bernardino

230 kV


Ten

sió

n (

p.u

)

Base Serie Shunt Serie + Shunt

Figura 7.6. Comparación de perfiles de tensión año 2008




Comparando los resultados obtenidos desde el punto de vista de aumento de la

transferencia de potencia y mejoramiento de los perfiles de tensión la mejor alternativa es la

instalación de una compensación shunt (convencional FC ó SVC) en la subestación

Jamondino 230 kV adicional a la existente.

Figura 7.7. Compensación S/E Jamondino 230 kV

Efecto de la Compensación Shunt

La Figura 7.8 muestra el incremento de la potencia con el Ecuador para cada uno de los

años analizados. En la Tabla 7.1 se puede notar que el incremento promedio de la potencia

es del 18,5%

0

100

200

300

400

500

600

700

Base Compensado Base Compensado Base Compensado

2008 2010 2012

Tra

nsfe

ren

cia

(M

W)

Figura 7.8. Comparación incremento de potencia años 2008-2012




Tabla 7.1. Diferencia porcentual incremento de potencia

Año Transferencia (MW)

Base Compensado Dif %

2008 568,0 674,4 18,7

2010 568,0 680,8 19,9

2012 512,4 607,2 18,5

Figura 7.9. Efecto de la Compensación Shunt en el incremento del flujo de potencia

Las siguientes figuras muestran el efecto de la compensación shunt en los perfiles de

tensión de las barras ubicadas en la zona de interconexión.




0,910

0,920

0,930

0,940

0,950

0,960

0,970

0,980

0,990

1,000

1,010

San Bernardino

230 kV


Ten

sió

n (

p.u

)

Base Compensado

Figura 7.10. Perfiles de tensión año 2010

0,890

0,900

0,910

0,920

0,930

0,940

0,950

0,960

0,970

0,980

0,990

San Bernardino

230 kV


Ten

sió

n (

p.u

)

Base Compensado

Figura 7.11 Perfiles de tensión año 2012




7.2.2 Análisis de Estabilidad de Voltaje

El análisis de estabilidad de voltaje fue realizado considerando las siguientes contingencias

Salida de operación línea San Carlos – La Virginia 500 kV

Salida de operación línea Betania – Jamondino 230 kV

Salida de operación línea Jamondino – Pomasqui 230 kV

Los resultados obtenidos demuestran que el sistema es estable lo que se evidencia en la no

aparición de sensibilidades negativas en las barras del sistema.


Tal como se planteó anteriormente la compensación puede ser implementada bien sea por

medio de un banco de capacitores suicheados mecánicamente o por medio de un SVC. Los

siguientes análisis comparan la respuesta ante disturbios de estas dos opciones.

La Figura 7.12 muestra la respuesta en la tensión en la barra de Jamondino 230 kV para una

falla en la línea San Bernardino - Jamondino en el año 2008. Como se puede notar la

respuesta entregada por el SVC es más rápida que la entregada por un capacitor fijo.

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tensión (p.u)

Tie

mp

o (

s)

Sin control SVC 250 Mvar

Figura 7.12. Comparación SVC Vs FC.




Estabilidad Transitoria

Para el análisis de estabilidad transitoria se evaluaron los siguientes disturbios:

Falla Línea San Bernardino – Jamondino 230 kV.

Falla Línea Betania – Jamondino 230 kV

Falla Línea Jamondino – Pomasqui 230 kV.

Falla Línea San Carlos – La Virginia 500 kV.

La Tabla 7.2 resume los resultados obtenidos.

Lugar Disturbio

Año

2008 2010 2012

Condición

S/Bernardino – Jamondino Estable Estable Estable

Betania – Jamondino Estable Estable Estable

Jamondino – Pomasqui Estable Estable Estable

San Carlos – La Virginia Estable Estable Estable(1) (1) Tensiones La Virginia, San Marcos 500 kV < 0,9 p.u

Tabla 7.2. Resumen Estabilidad Transitoria

Las siguientes figuras muestran los resultados obtenidos para la salida de operación de la

línea San Bernardino Jamondino 230 kV en el año 2008.




Figura 7.13. Potencia Jamondino – Pomasqui




Figura 7.14. Tensiones Zona Sur Colombia




Figura 7.15. Potencia Generadores Colombia

7.2.4 Análisis de estabilidad de pequeña señal

Para la simulación de estabilidad de pequeña señal se consideraron los casos de operación

del sistema de los años analizados. El resumen de los resultados se presentan en la Tabla

7.3 y en forma grafica en el anexo 3.




Tabla 7.3. Resumen de modos de oscilación Colombia-Ecuador. Colombia interconectado

con países

Análisis Pequeña Señal Conexiones Internacionales

Colombia interconectada con Ecuador, Siepac y Venezuela

Colombia exporta a Ecuador y Siepac

Año Caso Modo Valor propio Z (%) f (Hz)

2008

Colombia exportando a Venezuela


Centro-Costa -0.185+j5.745 3.2 0.91

Colombia-Venezuela -0.147+j5.060 2.9 0.81

Colombia importando de Venezuela


Centro-Costa -0.256+j5.823 4.4 0.93


2010 Colombia importando de Venezuela


Centro-Costa -0.224+j5.223 4.3 0.83


2012 Colombia exportando a Venezuela


Centro-Costa -0.200+j4.962 4.0 0.79


7.3 CONCLUSIONES

Con el fin de incrementar la transferencia de potencia desde Colombia hacia Ecuador y

aliviar el déficit de reactivos en la zona sur del país se evaluaron tres alternativas de

instalación de equipos de compensación. Los resultados demostraron que la mejor

opción para cumplir con los objetivos propuestos es la instalación de una compensación

Shunt en Jamondino 230 kV.

El incremento en la transferencia de potencia con la instalación de la compensación

shunt es del orden de 105 MW (18,5%)

Para mantener las tensiones dentro de los umbrales operativos tanto en estado estable

como de contingencias se requiere aproximadamente de 250 Mvar.




8. ANÁLISIS INTERCONEXIÓN CON SIEPAC

La interconexión planteada de Colombia con Siepac en la etapa I de diagnostico, se

considero con un enlace HVDC a nivel de tensión de 250 kV. En esta etapa se analiza

nuevamente esta interconexión, en la cual se realizan variantes en la conexión.

Los cambios respecto a la etapa I corresponden a:

Nivel de voltaje de HVDC de 500 kV.

Punto de conexión del conversor en la subestación Cerromatoso, desde el nivel de

tensión de 500 kV, por medio de los transformadores de potencia dedicados al

conversor HVDC.

El nivel de voltaje HVDC considerado en la primera etapa fue de 250 kV y el punto de

conexión era del nivel de tensión de 230 kV. En la Figura 8.1 se presenta el diagrama

unifilar de esta conexión.

Las otras características de la conexión HVDC siguen iguales a las consideradas en la

etapa I, las cuales se listan a continuación:

Una línea de transmisión DC aérea entre las subestaciones Cerromatoso (Colombia)

hasta la subestación Panamá II (Panamá), con una longitud total de 571 km.

Estaciones conversoras AC/DC en las subestaciones Cerromatoso y Panamá II.

Compensación capacitiva de 70 Mvar en Cerromatoso y 70 Mvar en PanamaII,

asociadas a los conversores HVDC.

Se menciona que existen dos alternativas para la línea de transmisión HVDC, las cuales

cambian partes de la ruta y se incluye un tramo submarino en una de las alternativas.

Desde el punto de vista de estado estable y estabilidad, las dos presentan el mismo

comportamiento, por lo que todos los análisis se realizan considerando la alternativa de

571 Km.


Para los casos de análisis se considera en funcionamiento simultáneo la interconexión con

Ecuador, Siepac y Venezuela.

Con el efecto de los bancos de condensadores asociados a los conversores HVDC en la

subestación Cerromatoso y la subestación PanamaII, es posible transferir 450 MW para los

años 2008 a 2010. Con el cambio de voltaje HVDC de 250 kV a 500 kV, se logra reducir

las perdidas de potencia en la línea de interconexión.




Figura 8.1 Conexión Colombia-Panamá en HVDC


Respecto a la conexión Colombia-Siepac se tiene estabilidad de voltaje tanto para el caso

base como para las contingencias simuladas en todos los años de estudio (2008, 2010 y

2012), de nuevo como en el caso anterior, la falla más representativa ocurre en la

interconexión, es decir, con la salida de la línea CerromatosoDC-PanamáDC, donde se

obtienen los valores propios más bajos.


Para los análisis de estabilidad transitoria se consideró una contingencia de falla trifásica

franca al 50% de la línea con la correspondiente desconexión de esta en los dos extremos

150 ms después de iniciado el evento. También se incluye falla sobre la interconexión en

HVDC, con la desconexión de esta.

Tabla 8.1 Fallas simuladas para el análisis de estabilidad transitoria,

conexión Colombia – Siepac ELEMENTO TIPO DE EVENTO UBICACIÓN

Línea

Falla Trifásica al 50% de la línea, con 150 ms de desconexión

Cerromatoso-San Carlos 500 kV

Línea Cerromatoso-Primavera 500 kV

Línea Cerromatoso-Chinu 500 kV

Línea Chinu-Sabanalarga 500 kV

Línea Cerromatoso-Urra 500 kV

Línea CerromatosoDC-PanamaIIDC

Línea Falla en PanamaII 230kV




Tabla 8.2 Resumen análisis de estabilidad transitoria Evento (Falla en línea transmisión) Estado

Cerromatoso-San Carlos 500 kV Estable

Cerromatoso-Primavera 500 kV Estable

Cerromatoso-Chinu 500 kV Estable

Chinu-Sabanalarga 500 kV Estable

Cerromatoso-Urrá 500 kV Estable

CerromatosoDC-PanamaIIDC Estable

Falla en PanamaII 230kV Estable

Para las contingencias consideradas, se presenta que el sistema es estable presentando una

respuesta transitoria de tipo amortiguada. También se observa el aislamiento del

comportamiento transitorio de los sistemas de Colombia y Siepac, por el enlace HVDC.

En las Figura 8.2 y Figura 8.3 se presentan a manera de ilustración la curva de oscilación

entre los países y la oscilación de voltaje en la subestación Cerromatoso.

En la etapa I, se había encontrado que en condiciones de generación alta en la planta Urra,

cuando se tiene una falla y desconexión de uno de los circuitos Cerromatoso-Urra 230 kV,

se presenta pérdida de sincronismo de la planta Urra. Considerando el punto de conexión

del conversor HVDC desde el barraje de 500 kV en la subestación Cerromatoso, se tiene

que la planta Urra no pierde sincronismo ante la contingencia mencionada de falla en uno

de los circuitos Cerromatoso-Urra 230 kV. Lo anterior se ilustra en la Figura 8.4.

La totalidad de los resultados de las simulaciones realizadas se presentan en el anexo 2.




Figura 8.2 Potencia activa por la interconexión Colombia-Panamá en HVDC 500 kV




Figura 8.3 Voltaje interconexión Colombia-Siepac




Figura 8.4 Angulo de generadores Colombia, interconexión Colombia-Siepac








Tabla 8.3. Resumen de modos de oscilación Costa-Centro (Colombia). Colombia

interconectado con países





2008



Centro-Costa -0.185+j5.745 3.2 0.91




Centro-Costa -0.256+j5.823 4.4 0.93




Centro-Costa -0.224+j5.223 4.3 0.83




Centro-Costa -0.200+j4.962 4.0 0.79


Con el sistema de Siepac al tener un enlace de HVDC, no se presentan modos de oscilación

ya que estos dos sistemas no se encuentran sincronizados. Asociados a la zona de la

interconexión en el lado de Colombia, mencionan el modo de oscilación entre Costa y

Centro con una frecuencia promedio de 0.87 Hz y con factores de amortiguación entre

3.2% y 4.4%.




9. ANÁLISIS INTERCONEXIÓN CON VENEZUELA

En el diagnóstico de la etapa I del proyecto, se encontró que la interconexión con

Venezuela presenta oscilaciones con baja amortiguación, considerando que la interconexión

se realiza por medio de las líneas Cuestecitas-Cuatricentenario y San Mateo-Corozo, ambas

a nivel de voltaje de 230 kV, como se presenta en la Figura 9.1.

Como alternativa para mejorar la amortiguación de las oscilaciones se plantea

compensaciones serie controladas (TCSC) en estas dos líneas, con el fin de compensar la

línea en condiciones de estado estable y mediante el control de oscilación asociado, mejorar

la amortiguación de la oscilación entre las áreas de Colombia y Venezuela.

Figura 9.1 Diagrama unifilar de las interconexiones Colombia-Venezuela




9.1 ANÁLISIS DE LA ALTERNATIVA TCSC


Se realizaron los análisis para la alternativa de usar compensación serie controlada (TCSC)

en las interconexiones entre Colombia y Venezuela, para las líneas de transmisión

existentes en 230 kV:

Cuestecitas (Colombia) – Cuatricentenario (Venezuela), línea de un circuito.

San Mateo (Colombia) – Corozo (Venezuela), línea de dos circuitos.

Los compensadores TCSC, se consideraron ubicados en las subestaciones Cuestecitas y San

Mateo 230 kV.

Ya que el problema concreto de esta interconexión se encuentra en la baja amortiguación de

las oscilaciones, las transferencias de potencia entre Colombia y Venezuela se consideraron

similares a las obtenidas en la etapa I de este estudio, con cambios pequeños debido al

TCSC. En la Tabla 9.1 se presenta el resumen de estas transferencias de potencia,

considerando las compensaciones serie TCSC.

Tabla 9.1 Resumen de transferencias de potencia Colombia-Venezuela

TRANSFERENCIAS DE POTENCIA ENTRE PAISES

INTERCONEXION 2008 2010 2012

MW % MW % MW %

COLOMBIA-VENEZUELA

Cuestecita-Cuatricentenario 90 27 140 43 170 51

San Mateo-Corozo 180 34 200 36 140 37

Total 270 340 310

VENEZUELA-COLOMBIA

Cuestecita-Cuatricentenario 200 73 230 77 180 42

San Mateo-Corozo 80 16 160 27 170 29

Total 280 390 350

De la anterior tabla de resumen se tiene que la máxima potencia transmitida por la línea

Cuestecitas-Cuatricentenario es de 230 MW y por la línea San Mateo-Corozo es de

100 MW.

Con base en la capacidad de potencia de las líneas compensadas, se estima una potencia

preliminar para los TCSC, de la siguiente manera:

TCSC en Cuestecitas-Cuatricentenario: 350 MVA (1 unidad)

TCSC en San Mateo-Corozo: 300 MVA (2 unidades)





En general para todos los años de estudio (2008, 2010 y 2012) se presenta un sistema

estable, la contingencia que más se destaca es la de interconexión Cuestecita-

Cuatricentenario a 230 kV, en donde surgen los valores propios más bajos, sin embargo el

sistema no presenta barrajes específicos con inestabilidad de voltaje.


Desde las Figura 9.2 a la Figura 9.7, se presentan graficas de oscilación a través de la

interconexión Colombia-Venezuela año 2008, para las fallas Cuestecitas-Valledupar y

Primavera-Ocaña y así como el comportamiento en el tiempo de la reactancia Xtcsc del

compensador serie controlado (TCSC). En estas gráficas de oscilación se aprecia el

mejoramiento de la amortiguación por esta interconexión, cuando se considera el

compensador serie controlado (TCSC), implementado con el control de oscilación.

Con esta alternativa mediante TCSC, se encuentra que es posible mejorar el

amortiguamiento de las oscilaciones entre Colombia y Venezuela. En etapas posteriores se

debe de determinar los ajustes óptimos de los parámetros del sistema de control, ya que los

considerados son preliminares.

El sistema de control asociado al TCSC, se modeló con parámetros típicos. El control de

oscilación se consideró con señal de medida de potencia activa en la línea de transmisión

asociada y con parámetros de ajustes preliminares, los cuales posteriormente podrán ser

optimizados, para un mejor desempeño.

Interconexión Colombia-Venezuela

Falla Cuestecitas-Valledupar

160

165

170

175

180

185

190

195

200

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

t (seg)

P (MW)

Cuestecita-Cuatricentenario Con TCSC Cuestecita-Cuatricentenario Sin TCSC

Figura 9.2 Oscilación Colombia-Venezuela, falla Cuestecitas-Valledupar






40

45

50

55

60

65

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

t (seg)

P (MW)

SanMateo-Corozo Con TCSC Cuestecita-Cuatricentenario Sin TCSC

Figura 9.3 Oscilación Colombia-Venezuela, falla Cuestecitas-Valledupar

Reactancia X en TCSC


-45

-40

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

t (seg)

Ohm

SanMateo-Corozo TCSC Cuestecita-Cuatricentenario TCSC

Figura 9.4 Variación de Xtcsc, falla Cuestecitas-Valledupar





Falla Primavera-Ocaña

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

t (seg)

P (MW)

Cuestecita-Cuatricentenario Con TCSC Cuestecita-Cuatricentenario Sin TCSC

Figura 9.5 Oscilación Colombia-Venezuela, falla Primavera-Ocaña


Falla Primavera Ocaña

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

t (seg)

P (MW)

SanMateo-Corozo Con TCSC Cuestecita-Cuatricentenario Sin TCSC

Figura 9.6 Oscilación Colombia-Venezuela, falla Primavera-Ocaña




Reactancia X en TCSC

Falla Primavera-Ocaña

-45

-40

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

t (seg)

Ohm

SanMateo-Corozo TCSC Cuestecita-Cuatricentenario TCSC

Figura 9.7 Variación de Xtcsc, falla Primavera-Ocaña

Los análisis de estabilidad transitoria se realizaron para los años 2008, 2010 y 2012, para

transferencias de potencia importando y exportando desde Colombia.

En los análisis de estabilidad se consideran fallas en las líneas de transmisión, las cuales se

presentan en la Tabla 9.2.

Tabla 9.2 Fallas sobre líneas de transmisión consideradas ELEMENTO TIPO DE EVENTO UBICACIÓN

Línea

Falla Trifásica al 50% de la línea, con 150 ms de desconexión

Cuestecita - Cuatricentenario 230 kV

Línea Cuestecita - Guajira 230 kV

Línea Cuestecita - Valledupar 230 kV

Línea Copey - Ocaña 500 kV

Línea Copey - Bolívar 500 kV

Línea San Mateo - Corozo 230 kV

Línea San Mateo - Ocaña 230 kV

Línea San Mateo - Cúcuta 230 kV

Línea San Mateo - Tasajero 230 kV

Línea Corozo - Uribante 230 kV

Línea Primavera - Ocaña 500 kV

El resumen de los análisis de estabilidad transitoria realizados, son presentados en la Tabla

9.3. Para estas contingencias, se encuentra que se presenta una mejora las condiciones de

amortiguación de la oscilación de potencia por las líneas de interconexión.




Tabla 9.3 Resumen de estabilidad transitoria Evento (Falla en línea transmisión) Estado

Cuestecita - Cuatricentenario 230 kV Estable

Cuestecita - Guajira 230 kV Estable

Cuestecita - Valledupar 230 kV Estable

Copey - Ocaña 500 kV Estable

Copey - Bolívar 500 kV Estable

San Mateo - Corozo 230 kV Estable

San Mateo - Ocaña 230 kV Estable

San Mateo - Cúcuta 230 kV Estable

San Mateo - Tasajero 230 kV Estable

Corozo - Uribante 230 kV Estable

Primavera - Ocaña 500 kV Estable





Tabla 9.4. Resumen de modos de oscilación Colombia-Venezuela. Colombia

interconectado con países





2008



Centro-Costa -0.185+j5.745 3.2 0.91




Centro-Costa -0.256+j5.823 4.4 0.93




Centro-Costa -0.224+j5.223 4.3 0.83




Centro-Costa -0.200+j4.962 4.0 0.79





9.2 MODELO DE CONTROL DEL COMPENSADOR SERIE CONTROLADO

A continuación en la Figura 9.8 se presenta el diagrama de bloques del compensador serie

controlado TCSC, considerado en los análisis de estabilidad, así como en la Tabla 9.5 se

presentan los parámetros de ajustes preliminares usados. Se menciona que estos ajustes son

preliminares y podrán ser optimizados.

Figura 9.8 Diagrama de bloques considerado, para el sistema de control del TCSC

Tabla 9.5 Parámetros considerados para el TCSC PARÁMETROS DEL COMPENSADORES

SERIE CONTROLADO

Parámetro TCSC

Cuestecita

TCSC

San Mateo

Kc (p.u.) 8.0 8.0

Tw (seg.) 5.0 5.0

T1 (seg.) 0.01 0.01

T2 (seg.) 0.4 0.4

T3 (seg.) 0.025 0.025

T4 (seg.) 0.1 0.1

T (seg.) 0.015 0.015

XMmax (p.u.) 0.15 0.15

XMmin (p.u.) -0.7 -0.7

Xtcscmax (p.u.) 0.5 0.44

Xtcscmin (p.u.) -1.2 -1.2

Pbase (MVA) 400 400

Xbase (Ohm) 40 18




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LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS

Símbolo

Símbolo Significado

α Angulo de disparo

A Superficie

AU Desbalance de Voltaje

C Capacitor

cos(φ) Factor de Potencia

δ Angulo de Fase/Posición angular del rotor

E Voltaje

f Frecuencia

Ip Componente activa de la corriente

I Corriente

Iq Componente reactiva de la corriente

K Constante/Ganancia

L Inductancia

M Momento angular mecánico/

n Numero de Secciones/Numero de Armónico

P Potencia Activa

Q Potencia reactiva

Sk Potencia de cortocircuito

T Constante de tiempo

t Tiempo

U+ Voltaje de secuencia positiva

U- Voltaje de secuencia negativa

V Voltaje

X Reactancia

Z Impedancia

ω Frecuencia angular




Abreviaturas

Abbr. Significado

AC Alternating Current

CSC Convertible Static Compensator

DC Direct Current

DI De-coupling Interconnector as part of IPC

DVR Dynamic Voltage Restorer

EMC Electromagnetic Compatibility

EMI Electromagnetic Interference

EMTP Electromagnetic Transients Program

EMTDC Electromagnetic Transients DC Program from PSCAD

EPRI Electric Power Research Institute

FACTS Flexible AC Transmission Systems

FC Fixed Capacitor

FCLT Fault-Current Limiting Transformer

GCT Gate Commutated Thyristor

GTO Gate Turn-off Thyristor

HVDC High Voltage DC Link

HVIGBT High Voltage Insulated Gate Bipolar Transistor

IGBT Insulated Gate Bi-polar Transistors

IGCT Integrated Gate Commutated Thyristor

IPC Inter-phase Power Controller

IPFC Interline Power Flow Controller

MCT MOS Controlled Thyristor

MOS Metal Oxide Semiconductor

MOV Metal Oxide Varistor

MSC Mechanical Switched Capacitor

MSR Mechanical Switched Reactor

MTO MOS Turn-off Thyristor

MVDC Medium Voltage DC Link

NPS Negative phase sequence (inverse symmetrical system)

PCC Point of Common Coupling

POD Power Oscillation Damping

PSS/E Software package for stability analysis

PSS/U Software package for loadflow analysis

PST Phase Shifting Transformer (=QBT)

PWM Pulse Width Modulation

QBT Quadrature Booster Transformer (=PST)

RTDS Real Time Digital Simulation

SCFCL Superconducting Fault Current Limiter

SMES Superconducting Magnetic Energy Storage

SOA Safe Operating Aria

SSCL Solid State Current Limiter

SSR SubSynchronous Resonance




STATCOM STATtic synchronous COMpensator (SVC-Light)

SVC Static Var Compensator

TCR Thyristor Controlled Reactor

TCSC Thyristor Controlled Series Compensator

TSC Thyristor Switched Capacitor

TSR Thyristor Switched Reactor

TSSC Thyristor Switched Series Compensator

UNIPEDE Union Internationale des Producteurs et Distributeurs d'Energie

Electrique

UPFC Unified Power Flow Controller

UPS Uninterruptible Power Supply

ANEXO 1 RESULTADOS DE ESTABILIDAD DE

VOLTAJE

ANEXO 2 RESULTADOS DE ESTABILIDAD

TRANSITORIA

ANEXO 3 RESULTADOS DE ESTABILIDAD DE

PEQUEÑA SEÑAL

unidad de planeaciÓn minero enÉrgetica-upme final etapa ii.pdf · unidad de planeaciÓn minero...

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