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
Correo-e: [email protected] http://www.gers.com.co Cali - Colombia
PROYECTO: [U2 -14]
ARCHIVO: [Informe Fase II UPME FACTS V2.doc]
Preparó Revisó Aprobó
AVC-HQG SML-CAF
CAGS JMG
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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 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS .....................................................................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
6.1 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS .....................................................................59
6.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS.................................................................................................61
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
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7.1 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS .....................................................................90
7.2 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS.................................................................................................91
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
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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.
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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.
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Interconexión con Ecuador
Interconexión
con V/zuela
Figura 2.1 Sistema de Transmisión Nacional
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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:
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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:
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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.
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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:
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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.
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Figura 2.9 Modelo del sistema de control para el SVC
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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.
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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.
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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,
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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.
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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
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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.
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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.
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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
Tabla 4.5 Despacho de generación Costa Norte año 2010
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
Tabla 4.6 Despacho de generación Costa Norte año 2012
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.
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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
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Tabla 4.8 Transferencia de potencia Costa Norte año 2010
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
Tabla 4.9 Transferencia de potencia Costa Norte año 2012
LÍNEA
BASE ALT1 ALT1 Mín ALT2 ALT3
Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg.
MW % MW % MW % MW % MW %
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
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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
Tabla 4.11 Transformadores de Potencia 500/230 kV año 2010
TRANSFORMADOR
BASE ALT1 ALT1 Mín. ALT2 ALT3
Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg.
MW % MW % MW % MW % MW %
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
Tabla 4.12 Transformadores de Potencia 500/230 kV año 2012
TRANSFORMADOR
BASE ALT1 ALT1 Mín. ALT2 ALT3
Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg. Pot. Carg.
MW % MW % MW % MW % MW %
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
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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%
Tabla 4.14 Resumen del análisis de contingencias en estado estable año 2010
CONTINGENCIA Elemento BASE ALT1 ALT1 Mín
ALT2 ALT3
Primavera – San Carlos 500kV Trf. Primavera 120%
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%
Tabla 4.15 Resumen del análisis de contingencias en estado estable año 2012
CONTINGENCIA Elemento BASE ALT1 ALT1 Mín
ALT2 ALT3
Primavera – San Carlos 500kV Trf. Primavera 132%
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%
Sabanalarga 500kV 87%
Sabanalarga 230kV 86%
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%
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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.
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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
Tabla 4.17 Deltas de voltaje año 2010
u (%) u (%) falla delta V (%)
caso base copey-ocaña 500kV
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
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Tabla 4.18 Deltas de voltaje año 2012
u (%) u (%) falla delta V (%)
caso base copey-ocaña 500kV
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.
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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
Figura 4.6 Deltas de voltaje año 2010
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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
Figura 4.7 Deltas de voltaje año 2012
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.
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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
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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
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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.
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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.
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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.
5.2 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS
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.
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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:
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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.
5.2.1 Análisis de estado estable
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
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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.
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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
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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.
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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%
SVC en Tunal 115 kV 104
T1 BAC 500/230 126 T2 BAC 500/115 133%
L1 PMV_BAC 354 NOR_PUR 110%
SVC en Circo 230 kV 115
T1 BAC 500/230 141 T2 BAC 500/115 133%
L1 PMV_BAC 420 NOR_PUR 110%
SVC en Circo 115 kV 60
T1 BAC 500/230 81 T2 BAC 500/115 132%
L1 PMV_BAC 324 NOR_PUR 109%
SVC en Guaca 230 kV 203
T1 BAC 500/230 245 T2 BAC 500/115 133%
L1 PMV_BAC 585 NOR_PUR 109%
SVC en Guaca 115 kV 41
T1 BAC 500/230 57 T2 BAC 500/115 133%
L1 PMV_BAC 284 NOR_PUR 110%
SVC en Reforma 230 kV 97
T1 BAC 500/230 108 T2 BAC 500/115 132%
L1 PMV_BAC 329 NOR_PUR 111%
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.
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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
La Tabla 5.7 muestra la generación de seguridad y el soporte de reactivos en el área de
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
Potencia Reactiva [Mvar]
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.
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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.
La Tabla 5.8 presenta la transferencia de potencia activa por cada una de las
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
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 5.8. 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
Por analogía, el límite de importación de 1075 MW que se había encontrado en la primera
fase del estudio, puede incrementarse máximo en 80 MW con la instalación de un SVC en
la zona sur del área.
La Tabla 5.9 muestra la carga en los transformadores de conexión al STN y de los
transformadores de Bacatá.
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.
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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
La Figura 5.5 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] 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
BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2
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
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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
La Figura 5.6 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.
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
base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2
Figura 5.6. Pérdidas de potencia en el área Bogotá, año 2010 (MW)
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.
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La Tabla 5.12 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 5.12. Análisis de contingencias, año 2010
Contingencia SVC
Mvar Sobrecargas %
SVC en Tunal 230 kV 80
T1 BAC 500/230 89 T2 BAC 500/115 120%
L1 PMV_BAC 339 NOR_PUR 86%
SVC en Tunal 115 kV 123
T1 BAC 500/230 132 T2 BAC 500/115 123%
L1 PMV_BAC 345 NOR_PUR 90%
SVC en Circo 230 kV 141
T1 BAC 500/230 149 T2 BAC 500/115 123%
L1 PMV_BAC 398 NOR_PUR 90%
SVC en Circo 115 kV 76
T1 BAC 500/230 86 T2 BAC 500/115 122%
L1 PMV_BAC 317 NOR_PUR 90%
SVC en Guaca 230 kV 169
T1 BAC 500/230 179 T2 BAC 500/115 121%
L1 PMV_BAC 461 NOR_PUR 87%
SVC en Guaca 115 kV 54
T1 BAC 500/230 60 T2 BAC 500/115 120%
L1 PMV_BAC 308 NOR_PUR 89%
SVC en Reforma 230 kV 98
T1 BAC 500/230 101 T2 BAC 500/115 120%
L1 PMV_BAC 343 NOR_PUR 89%
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 300 Mvar.
La Figura 5.7 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 308 y 461 Mvar dependiendo del nodo en el cual se
instale.
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0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2
Sin Contingencia [Mvar]
Contingencia PMV_BAC [Mvar]Variación [Mvar]
Figura 5.7. Consumo de reactivos en el SVC, año 2010
Año 2012
La Tabla 5.13 muestra la generación de seguridad y el soporte de reactivos en el área de
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
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 5.13. 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
Potencia Reactiva [Mvar]
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.
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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.
La Tabla 5.14 presenta la transferencia de potencia activa por cada una de las
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
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 5.14. 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
Por analogía, el límite de importación de 1090 MW que se había encontrado en la primera
fase del estudio, puede verse reducida entre 85 y 280 MW con la instalación de un SVC en
la zona sur del área.
La Tabla 5.15 muestra la carga en los transformadores de conexión al STN y de los
transformadores de Bacatá.
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.
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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
La Figura 5.8 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).
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
BASE Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2
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
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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
La Figura 5.9 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.
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
base Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2
Figura 5.9. Pérdidas de potencia en el área Bogotá, año 2012 (MW)
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.
La Tabla 5.18 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.
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Tabla 5.18. Análisis de contingencias, año 2012
Contingencia SVC
Mvar Sobrecargas %
SVC en Tunal 230 kV 234
T1 BAC 500/230 230 T2 BAC 500/115 111%
L1 PMV_BAC 540 NOR_PUR 82%
SVC en Tunal 115 kV 255
T1 BAC 500/230 253 T2 BAC 500/115 115%
L1 PMV_BAC 513 NOR_PUR 87%
SVC en Circo 230 kV 281
T1 BAC 500/230 275 T2 BAC 500/115 114%
L1 PMV_BAC 589 NOR_PUR 85%
SVC en Circo 115 kV 224
T1 BAC 500/230 222 T2 BAC 500/115 114%
L1 PMV_BAC 511 NOR_PUR 86%
SVC en Guaca 230 kV 344
T1 BAC 500/230 333 T2 BAC 500/115 114%
L1 PMV_BAC 676 NOR_PUR 85%
SVC en Guaca 115 kV 199
T1 BAC 500/230 198 T2 BAC 500/115 112%
L1 PMV_BAC 465 NOR_PUR
SVC en Reforma 230 kV 172
T1 BAC 500/230 171 T2 BAC 500/115 109%
L1 PMV_BAC NOR_PUR
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
250 y 330 Mvar.
La Figura 5.10 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 465 y 676 Mvar dependiendo del nodo en el cual se
instale.
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0
100
200
300
400
500
600
700
Tun2 Tun1 Cir2 Cir1 Guc2 Guc1 Ref2
Sin Contingencia [Mvar]
Contingencia PMV_BAC [Mvar]Variación [Mvar]
Figura 5.10. Consumo de reactivos en el SVC, año 2012
5.2.2 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 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.
5.2.3 Análisis de estabilidad transitoria
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
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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
Bogotá importando 1550 MW
Figura 5.11. Comportamiento dinámico de la tensión, falla Primavera-Bacatá, año 2008
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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
Bogotá importando 1550 MW
SVC Circo 230 kV
Bogotá importando 1580 MW
SVC Guaca 230 kV
Bogotá importando 1600 MW SVC Reforma 230 kV
Bogotá importando 1550 MW
Figura 5.12. Potencia reactiva en el SVC, falla Primavera-Bacatá, año 2008
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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
5.2.4 Análisis de pequeña señal
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
Colombia-Ecuador -0.138+j3.141 4.4 0.50
Centro-Costa -0.125+j5.153 2.4 0.82
Guavio -0.128+j9.815 1.3 1.56
2012 Bogota1minSVC_Reforma230
Colombia-Ecuador -0.210+j2.130 9.8 0.34
Centro-Costa -0.168+j5.139 3.3 0.82
Guavio -0.258+j7.341 3.5 1.17
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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.
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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
condiciones normales de operación como bajo condiciones de contingencia en la línea
Primavera–Bacatá para el año 2008, esta última evaluada con estado estacionario y con
estabilidad dinámica.
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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.
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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.
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6.1 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS
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).
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1
2
3
4
SAN CARLOS
Figura 6.1 Área Suroccidente, ubicación de alternativas
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6.2 ANÁLISIS 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.
6.2.1 Análisis de estado estable
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.
Tabla 6.5 Potencia por las líneas de Interconexión
Línea Transferencia P(MW) Cargabilidad %
San Carlos - La Virginia 500 kV 562,3 23,7
La Virginia - San Marcos 500 kV 430,5 16,5
Ancon Sur - Esmeralda 230 kV* 149,5 39,8
San Carlos - Esmeralda 230 kV* 253,4 68,2
Mirolindo – Betania 230 kV 142,2 41,8
* Doble Circuito
Tabla 6.6 Cargabilidad transformador San Marcos
Transformador Cargabilidad %
San Marcos 500/230 kV 99,5
Tabla 6.7 Niveles de Tensión
Barra Tensión %
La Virginia 500 kV 94,9
San Marcos 500 kV 96,1
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Tabla 6.8 Transferencia de Potencia entre zonas
Zonas Transferencia (MW)
CHEC - EPSA 704,9
EPM – EPSA. 553,6
THB - CEDELCA 470,9
CEDELCA - ECUADOR -500,6
Total Transferencia 1228,8
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
Línea Transferencia P(MW) Cargabilidad %
San Carlos - La Virginia 500 kV 572,2 24,3
La Virginia - San Marcos 500 kV 427,0 16,5
Ancon Sur - Esmeralda 230 kV* 267,1 73,8
San Carlos - Esmeralda 230 kV* 114,0 30,7
Mirolindo – Betania 230 kV 142,7 42,0
* Doble Circuito
Tabla 6.10 Cargabilidad transformador San Marcos
Transformador Cargabilidad %
San Marcos 500/230 kV 99,4
Tabla 6.11 Niveles de Tensión
Barra Tensión %
La Virginia 500 kV 94,3
San Marcos 500 kV 95,4
Tabla 6.12 Transferencia de Potencia entre zonas
Zonas Transferencia (MW)
CHEC - EPSA 666,9
EPM – EPSA. 561,5
THB - CEDELCA 471,2
CEDELCA - ECUADOR -500,6
Total Transferencia 1199,0
Alternativa 3: Compensación Línea Mirolindo – Betania 230 kV
Longitud de la línea: 206 km.
k=0,6.
Circuito sencillo.
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Tabla 6.13 Potencia por las líneas de Interconexión
Línea Transferencia P(MW) Cargabilidad %
San Carlos – La Virginia 500 kV 629,5 25,2
La Virginia - San Marcos 500 kV 436,0 16,5
Ancon Sur - Esmeralda 230 kV* 178,1 47,5
San Carlos - Esmeralda 230 kV* 136,7 36,1
Mirolindo – Betania 230 kV 205,4 61,7
* Doble Circuito
Tabla 6.14 Cargabilidad transformador San Marcos
Transformador Cargabilidad %
San Marcos 500/230 kV 99,9
Tabla 6.15. Niveles de Tensión
Barra Tensión %
La Virginia 500 kV 95,7
San Marcos 500 kV 97,1
Tabla 6.16. Transferencia de Potencia entre zonas
Zonas Transferencia (MW)
CHEC - EPSA 564,3
EPM – EPSA. 623,4
THB - CEDELCA 531,8
CEDELCA - ECUADOR -500,1
Total Transferencia 1219,4
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.
Tabla 6.17. Potencia por las líneas de Interconexión
Línea Transferencia P(MW) Cargabilidad %
San Carlos - La Virginia 500 kV 643,7 24,2
La Virginia - San Marcos 500 kV 452,3 16,5
Ancon Sur - Esmeralda 230 kV* 176,8 47,1
San Carlos - Esmeralda 230 kV* 133,5 34,8
Mirolindo – Betania 230 kV 138,3 40,4
* Doble Circuito
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Tabla 6.18. Cargabilidad transformador San Marcos
Transformador Cargabilidad %
San Marcos 500/230 kV 99,9
Tabla 6.19. Niveles de Tensión
Barra Tensión %
La Virginia 500 kV 99,0
San Marcos 500 kV 101,0
Tabla 6.20. Transferencia de Potencia entre zonas
Zonas Transferencia (MW)
CHEC – EPSA 571,4
EPM – EPSA. 637,0
THB – CEDELCA 467,5
CEDELCA - ECUADOR -500,3
Total Transferencia 1175,6
Las siguientes dos alternativas son casos combinados.
Alternativa 5: Compensación Serie Línea San Carlos – Esmeralda 230 kV +
Compensación Shunt Capacitiva Yumbo 230 kV
Tabla 6.21. Potencia por las líneas de Interconexión
Línea Transferencia P(MW) Cargabilidad %
San Carlos - La Virginia 500 kV 573,4 23,2
La Virginia - San Marcos 500 kV 439,0 16,6
Ancon Sur - Esmeralda 230 kV* 153,5 40,9
San Carlos - Esmeralda 230 kV* 256,9 69,2
Mirolindo – Betania 230 kV 138,0 40,5
* Doble Circuito
Tabla 6.22. Cargabilidad transformador San Marcos
Transformador Cargabilidad %
San Marcos 500/230 kV 100,1
Tabla 6.23. Niveles de Tensión
Barra Tensión %
La Virginia 500 kV 96,0
San Marcos 500 kV 97,7
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Tabla 6.24. Transferencia de Potencia entre zonas
Zonas Transferencia (MW)
CHEC - EPSA 724,7
EPM – EPSA. 564,6
THB - CEDELCA 467,3
CEDELCA - ECUADOR -500,3
Total Transferencia 1256,3
Alternativa 6: Compensación Serie Línea Mirolindo – Betania 230 + Compensación
Shunt Capacitiva Yumbo 230 kV
Tabla 6.25. Potencia por las líneas de Interconexión
Línea Transferencia P(MW) Cargabilidad %
San Carlos - La Virginia 500 kV 641,4 25,0
La Virginia - San Marcos 500 kV 442,7 16,6
Ancon Sur - Esmeralda 230 kV* 179,2 48,0
San Carlos - Esmeralda 230 kV* 137,4 35,9
Mirolindo – Betania 230 kV 200,5 60,3
* Doble Circuito
Tabla 6.26. Cargabilidad transformador San Marcos
Transformador Cargabilidad %
San Marcos 500/230 kV 100,1
Tabla 6.27. Niveles de Tensión
Barra Tensión %
La Virginia 500 kV 97,1
San Marcos 500 kV 98,3
Tabla 6.28. Transferencia de Potencia entre zonas
Zonas Transferencia (MW)
CHEC - EPSA 569,6
EPM – EPSA. 635,4
THB - CEDELCA 527,7
CEDELCA - ECUADOR -500,5
Total Transferencia 1232,2
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.
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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:
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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
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-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
San Carlos - La Virginia 500 kV 620,2 540,4
La Virginia - San Marcos 500 kV 429,6 413,0
Ancon Sur - Esmeralda 230 kV* 174,9 145,4
San Carlos - Esmeralda 230 kV* 132,7 237,6
Mirolindo – Betania 230 kV 142,0 131,3 * Doble Circuito
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Tabla 6.30. Cargabilidad transformador San Marcos %
Transformador Caso Base Comp SCarlos – Esme 230 kV
San Marcos 500/230 kV 99,8 92,4
Tabla 6.31. Niveles de Tensión
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.
Tabla 6.32 Transferencia de Potencia entre zonas
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
San Carlos - La Virginia 500 kV 667,8 611,2
La Virginia - San Marcos 500 kV 433,2 438,1
Ancon Sur - Esmeralda 230 kV* 150,6 125,7
San Carlos - Esmeralda 230 kV* 139,0 264,3
Mirolindo – Betania 230 kV 113,5 110,9 * Doble Circuito
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
La Virginia 500 kV 95,1 95,8
San Marcos 500 kV 96,3 97,7
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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
Total Transferencia 1133,5 1221,5
-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 6.5. Comparación de Transferencias de Potencia 2010.
Análisis Año 2012
Tabla 6.37. Potencia por las líneas de Interconexión (MW)
Línea Caso Base Caso Compensado
San Carlos - La Virginia 500 kV 654,1 628,7
La Virginia - San Marcos 500 kV 408,8 437,5
Ancon Sur - Esmeralda 230 kV* 150,7 130,2
San Carlos - Esmeralda 230 kV* 132,1 259,9
Mirolindo – Betania 230 kV 115,5 117,1 * Doble Circuito
Tabla 6.38. Cargabilidad del Transformador San Marcos (%)
Transformador Caso Base Caso Compensado
San Marcos 500/230 kV 99,0 100,1
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Tabla 6.39. Niveles de Tensión (%)
Barra Caso Base Caso Compensado
La Virginia 500 kV 93,4 95,6
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
Total Transferencia 1048,2 1195,4
-550
-350
-150
50
250
450
650
850
1050
1250
CHEC - EPSA EPM - EPSA THB - CEDELCA CEDELCA-ECUADOR TRANS NETA
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
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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.
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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
Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 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
Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 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
Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 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
Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 kV
Sobrecarga Transf San Marcos 500/230 kV
Sobrecarga Transf San Marcos 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
6.2.2 Análisis de estabilidad de voltaje
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.
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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.
6.2.3 Análisis de estabilidad transitoria
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
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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
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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.
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Figura 6.12. Ángulos de rotor
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Figura 6.13. Potencia Activa Generadores
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Figura 6.14. Frecuencia Barras 500 kV
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Figura 6.15. Frecuencia Barras 230 kV
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Figura 6.16. Tensiones Barras 500 kV
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Figura 6.17 Tensiones Barras 230 kV
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Figura 6.18. Potencia Líneas 500 kV
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6.2.4 Análisis de pequeña señal
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
Colombia-Ecuador -0.287+j3.011 9.5 0.48
Centro-Costa -0.309+j6.883 4.5 1.10
Betania -0.238+j5.160 4.6 0.82
2010 Epsa1Min2010
Colombia-Ecuador -0.287+j2.916 9.8 0.46
Centro-Costa -0.309+j6.844 4.5 1.09
Betania -0.253+j5.654 4.5 0.90
2012 Epsa1Min2012
Colombia-Ecuador -0.295+j2.796 10.5 0.45
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
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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
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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
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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.
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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.
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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.
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Figura 7.3 Zona bajo análisis
7.1 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS
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.
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1
2
1
2
Figura 7.4. Ubicación de Alternativas
7.2 ANÁLISIS 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.
7.2.1 Análisis de estado estable
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.
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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
Jamondino 230 kV Betania 230 kV Altamira 230 kV Mocoa 230 kV Pomasqui 230 kV Sta Rosa 230 kV
Ten
sió
n (
p.u
)
Base Serie Shunt Serie + Shunt
Figura 7.6. Comparación de perfiles de tensión año 2008
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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
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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.
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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
Jamondino 230 kV Betania 230 kV Altamira 230 kV Mocoa 230 kV Pomasqui 230 kV Sta Rosa 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
Jamondino 230 kV Betania 230 kV Altamira 230 kV Mocoa 230 kV Pomasqui 230 kV Sta Rosa 230 kV
Ten
sió
n (
p.u
)
Base Compensado
Figura 7.11 Perfiles de tensión año 2012
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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.
7.2.3 Análisis de estabilidad transitoria
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.
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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.
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Figura 7.13. Potencia Jamondino – Pomasqui
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Figura 7.14. Tensiones Zona Sur Colombia
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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.
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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
Colombia-Ecuador -0.246+j5.472 4.4 0.87
Centro-Costa -0.185+j5.745 3.2 0.91
Colombia-Venezuela -0.147+j5.060 2.9 0.81
Colombia importando de Venezuela
Colombia-Ecuador -0.246+j9.916 2.5 1.58
Centro-Costa -0.256+j5.823 4.4 0.93
Colombia-Venezuela -0.075+j5.073 1.5 0.81
2010 Colombia importando de Venezuela
Colombia-Ecuador -0.270+j5.670 4.7 0.90
Centro-Costa -0.224+j5.223 4.3 0.83
Colombia-Venezuela -0.198+j1.803 10.9 0.29
2012 Colombia exportando a Venezuela
Colombia-Ecuador -0.246+j5.578 4.3 0.89
Centro-Costa -0.200+j4.962 4.0 0.79
Colombia-Venezuela -0.020+j1.845 1.1 0.29
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.
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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.
8.1.1 Análisis de estado estable
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.
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Figura 8.1 Conexión Colombia-Panamá en HVDC
8.1.2 Análisis de estabilidad de voltaje
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.
8.1.3 Análisis de estabilidad transitoria
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
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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.
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Figura 8.2 Potencia activa por la interconexión Colombia-Panamá en HVDC 500 kV
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Figura 8.3 Voltaje interconexión Colombia-Siepac
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Figura 8.4 Angulo de generadores Colombia, interconexión Colombia-Siepac
8.1.4 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
8.3 y en forma grafica en el anexo 3.
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Tabla 8.3. Resumen de modos de oscilación Costa-Centro (Colombia). 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
Colombia-Ecuador -0.246+j5.472 4.4 0.87
Centro-Costa -0.185+j5.745 3.2 0.91
Colombia-Venezuela -0.147+j5.060 2.9 0.81
Colombia importando de Venezuela
Colombia-Ecuador -0.246+j9.916 2.5 1.58
Centro-Costa -0.256+j5.823 4.4 0.93
Colombia-Venezuela -0.075+j5.073 1.5 0.81
2010 Colombia importando de Venezuela
Colombia-Ecuador -0.270+j5.670 4.7 0.90
Centro-Costa -0.224+j5.223 4.3 0.83
Colombia-Venezuela -0.198+j1.803 10.9 0.29
2012 Colombia exportando a Venezuela
Colombia-Ecuador -0.246+j5.578 4.3 0.89
Centro-Costa -0.200+j4.962 4.0 0.79
Colombia-Venezuela -0.020+j1.845 1.1 0.29
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%.
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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
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9.1 ANÁLISIS DE LA ALTERNATIVA TCSC
9.1.1 Análisis de estado estable
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)
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9.1.2 Análisis de estabilidad de voltaje
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.
9.1.3 Análisis de estabilidad transitoria
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
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Interconexión 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
Falla Cuestecitas-Valledupar
-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
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Interconexión Colombia-Venezuela
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
Interconexión Colombia-Venezuela
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
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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.
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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
9.1.4 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
9.4 y en forma grafica en el anexo 3.
Tabla 9.4. Resumen de modos de oscilación Colombia-Venezuela. 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
Colombia-Ecuador -0.246+j5.472 4.4 0.87
Centro-Costa -0.185+j5.745 3.2 0.91
Colombia-Venezuela -0.147+j5.060 2.9 0.81
Colombia importando de Venezuela
Colombia-Ecuador -0.246+j9.916 2.5 1.58
Centro-Costa -0.256+j5.823 4.4 0.93
Colombia-Venezuela -0.075+j5.073 1.5 0.81
2010 Colombia importando de Venezuela
Colombia-Ecuador -0.270+j5.670 4.7 0.90
Centro-Costa -0.224+j5.223 4.3 0.83
Colombia-Venezuela -0.198+j1.803 10.9 0.29
2012 Colombia exportando a Venezuela
Colombia-Ecuador -0.246+j5.578 4.3 0.89
Centro-Costa -0.200+j4.962 4.0 0.79
Colombia-Venezuela -0.020+j1.845 1.1 0.29
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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
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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
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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