análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de...

Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los

transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de la Central

Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P.

Nasly Bibiana Méndez Mejía

Universidad Nacional de Colombia

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Manizales, Colombia

2016

Analysis of load support under power transformers 33/13.2 kV

unavailability in the Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P.

substations


National University of Colombia

Department of Electrica

Manizales, Colombia

2016

Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los

transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de la Central

Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P.


Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al título de:

Magister en Ingeniería Eléctrica

Director:

Magister José Samuel Ramírez Castaño

Universidad Nacional de Colombia

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Manizales, Colombia

2016

Dedicatoria

A Dios, a mis padres y hermano y en general

a toda mi familia y amigos quienes me han

impulsado a ser una mejor persona y

profesional. A mi novio Carlos por su apoyo

incondicional durante la elaboración de este

trabajo, a mi tutor Samuel Ramírez, la

Universidad Nacional y la CHEC por su ayuda

y formación.

Resumen y Abstract V

Resumen

En este trabajo se presenta una guía paso a paso con el procedimiento para organizar la

información de un caso de análisis en Digsilent Power Factory, con el propósito de poder

simular el comportamiento del sistema eléctrico de CHEC ante una contingencia de un

transformador 33/13,2 kV de cualquier subestación, con el fin de otorgar herramientas

que permitan una toma de decisiones adecuadas al iniciar un proceso de documentación

analizando las restricciones de traslados de carga de una subestación cuando en ésta se

encuentre no operativo su transformador 33/13,2 kV.

Palabras clave: Cargabilidad, contingencia, Digsilent Power Factory, simulación, sistema

eléctrico, subestación, transformador.

VI Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los

transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.

Abstract

This work presented a guide step by step by the procedure to arrange the information of

an analyze case in Digsilent Power Factory with the proposes of simulated the CHEC’s

electrical system comportment under a contingency in the power transformer 33/13.2kV of

any substation, with the final purpose of give a suitable making decisions tools and initiate

a documentation process to analyzing the restrictions of load’s transfer of a power

substation when the power transformer 33/13.2kV in this substation is out of service.

Keywords: chargeability, contingency, Digsilent Power Factory, simulation, electric

system, substation, transformer.

Contenido

Pág.

Capítulo 1 – Planteamiento del problema ....................................................................... 17 1.1. Antecedentes ..................................................................................................... 17 1.2. Objetivos ............................................................................................................ 24 1.2.1. Objetivo general................................................................................................. 24 1.2.2. Objetivos específicos......................................................................................... 24 1.3. Alcance .............................................................................................................. 24

Capítulo 2 – Generalidades CHEC ................................................................................... 26 2.1. Reseña histórica y área de influencia ............................................................... 26 2.2. Infraestructura de CHEC ................................................................................... 28 2.2.1. Zona 1 Centro – Manizales ............................................................................... 28 2.2.2. Zona 2 Oriente ................................................................................................... 28 2.2.3. Zona 3 Centro – Norte ....................................................................................... 29 2.2.4. Zona 4 Sur – Occidente..................................................................................... 29 2.3. Nomenclatura operativa .................................................................................... 30 2.3.1. Subestaciones ................................................................................................... 31 2.3.2. Líneas ................................................................................................................ 33 2.3.3. Barrajes.............................................................................................................. 33 2.3.4. Interruptores....................................................................................................... 34 2.3.5. Seccionadores ................................................................................................... 35 2.3.6. Reconectadores de cúmulos ............................................................................. 37 2.3.7. Reconectadores de interconexión..................................................................... 38 2.4. Reconectadores 13,2 kV instalados en CHEC ................................................. 39 2.4.1. Discriminación por tipo de servicio.................................................................... 39 2.4.2. Discriminación reconectadores 13,2 kV por regiones ...................................... 40 2.4.3. Discriminación por marca .................................................................................. 43 2.5. Cargabilidad de los componentes del Sistema................................................. 44 2.5.1. Transformadores 230/115 kV ............................................................................ 44 2.5.2. Transformadores 115/33 kV .............................................................................. 45 2.5.3. Transformadores 33/13,2 kV ............................................................................. 47 2.6. Indicadores de calidad del servicio ................................................................... 52 2.7. Demanda de energía ......................................................................................... 55 2.7.1. Demanda de energía operador de red CHEC .................................................. 57 2.7.2. Demanda no atendida ....................................................................................... 58

Capítulo 3 – Guía paso a paso análisis contingencia ................................................... 62 3.1. Importar datos de base de datos REDES al aplicativo BD_DIGSILENT ......... 63 3.1.1. Importar datos de circuitos independientes ...................................................... 63 3.1.2. Importar datos de una subestación completa ................................................... 68

VIII Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los


3.2. Importar datos de BD_DIGSILENT a Disilent Power Factory .......................... 68 3.3. Importar datos de base de datos REDES al aplicativo BD_DIGSILENT ......... 69 3.3.1. Importar datos de circuitos independientes ...................................................... 69 3.4. Organizar circuitos y crear subestaciones ........................................................ 78 3.5. Asignación de “Feeder” ..................................................................................... 90 3.6. Visualizar parámetros simulados ...................................................................... 95 3.7. Crear un escenario operativo ............................................................................ 96 3.8. Abrir o cerrar elementos .................................................................................... 98 3.9. Verificar capacidad de conductores ................................................................ 100 3.10. Verificar perfiles de tensión ............................................................................. 104 3.11. Verificar grupo ajuste de reconectadores ....................................................... 107 3.12. Identificación de usuarios y curvas de carga típicas ..................................... 108

Capítulo 4 – Caso práctico Subestación La Hermosa................................................. 123 4.1. Estudio de suplencias de carga ante indisponibilidad del transformador 33/13.2 kV de la subestación La Hermosa ................................................................ 123 4.1.1. Objetivo ............................................................................................................ 123 4.1.2. Alcance ............................................................................................................ 123 4.1.3. Características de la red de distribución ......................................................... 123 4.1.4. Caso de simulación 1 ...................................................................................... 133 4.1.4.1. Resultados caso simulación 1 ................................................................. 135 4.1.5. Caso de simulación 2: al 80% Dmax .............................................................. 136 4.1.5.1. Resultados caso simulación 2: al 80% Dmax: ........................................ 144 4.1.6. Caso de simulación 3 ...................................................................................... 145 4.1.6.1. Resultados caso simulación 3: ................................................................ 147 4.1.7. Caso de simulación 4 ...................................................................................... 147 4.1.7.1. Resultados caso simulación 4 ................................................................. 153 4.1.8. Conclusiones casos de simulación ................................................................. 153

3. Conclusiones y recomendaciones ......................................................................... 155 Conclusiones .............................................................................................................. 155 Recomendaciones ...................................................................................................... 157

A. Anexo: Diagramas unifilares subestaciones 33/13,2 kV...................................... 158

B. Anexo: Tablas información sistema CHEC ........................................................... 159

Referencias ....................................................................................................................... 165

Lista de figuras

Pág.

Figura 1: Representación reconectadores en visor de redes de distribución de CHEC ... 20

Figura 2: Reconectador de interconexión en SCADA........................................................ 21

Figura 3: Reconectador de cúmulos en SCADA ................................................................ 21

Figura 4: Principales accionistas de CHEC. [3] ................................................................. 26

Figura 5: Área de influencia de CHEC. [3] ......................................................................... 27

Figura 6: Área de influencia mantenimiento redes. [5] ...................................................... 28

Figura 7: Extensión en km2 de la zonas mantenimiento CHEC. [5] .................................. 29

Figura 8: Nomenclatura operativa de la subestación La Rosa 115 kV ............................. 31

Figura 9: Nomenclatura operativa de la línea La Rosa - La Esmeralda II......................... 33

Figura 10: Nomenclatura operativa de la barra de transferencia 115 KV de la subestación

La Rosa ............................................................................................................................... 34

Figura 11: Nomenclatura operativa del interruptor de transferencia de la subestación La

Rosa .................................................................................................................................... 35

Figura 12: Nomenclatura del seccionador de barras del campo de transferencia en la

Rosa .................................................................................................................................... 36

Figura 13: Codificación operativa para campos adyacentes a uno de transferencia ....... 36

Figura 14: Nomenclatura operativa para reconectador de cúmulos de falla..................... 37

Figura 15: Nomenclatura operativa reconectador de interconexiones .............................. 38

Figura 16: Porcentaje cargabilidad transformadores 230/115 kV. .................................... 45

Figura 17: Porcentaje cargabilidad transformadores 115/33 kV en 2014 ......................... 46

Figura 18: Cargabilidad transformadores 115/33 kV considerando Imax dlab 2014. ....... 47

Figura 19: Porcentaje cargabilidad transformadores 33/13.2 kV. ..................................... 48

Figura 20: Cargabilidad trafos 33/13,2 kV considerando Imax dlab 2014......................... 51

Figura 21: ITAD Vs IRAD nivel 1 2014-2015. .................................................................... 52

Figura 22: ITAD Vs IRAD nivel 2-3 años 2014-2015. ........................................................ 53

Figura 23: Indicador SAIDI año 2014. ................................................................................ 54

Figura 24: Indicador SAIFI año 2014. ................................................................................ 54

Figura 25: Tendencia SAIDI y SAIFI 2012-2014. [3].......................................................... 55

Figura 26: Demanda total de energía año 2014 para el área operativa CQR .................. 56

Figura 27: Porcentaje de participación de los ORs en el área operativa CQR [6] ............ 56

Figura 28: Demanda anual CHEC años 2004 -2014 ......................................................... 57

Figura 29: Evolución Demanda máxima de potencia de CHEC ........................................ 58

Figura 30: Demanda No Atendida OR CHEC 2014 ........................................................... 60

Figura 31: Porcentaje costo DNA por nivel de tensión en 2014 ........................................ 60

X Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los


Figura 32: Costos Demanda No Atendida en 2014 por nivel de tensión .......................... 61

Figura 33: Interface inicial Digsilent Power Factory ........................................................... 69

Figura 34: Curvas de carga Valor promedio - Sub. La Hermosa 13.2 kV ....................... 118

Figura 35: Curvas de carga Valor máximo - Sub. La Hermosa 13.2 kV ......................... 119

Figura 36: Curva de carga día laboral por tipo de circuito ............................................... 119

Figura 37: Curva de carga día Sábado por tipo de circuito ............................................. 120

Figura 38: Curva de carga día Domingo por tipo de circuito ........................................... 120

Figura 39: Circuitos 13,2 kV subestación La Hermosa .................................................... 125

Figura 40: Interconexiones con subestación Ínsula y Chinchiná..................................... 125

Figura 41: Interconexiones con subestación Bosques de la Acuarela y Rosa ............... 126

Figura 42: Reconectadores de cúmulos subestación La Hermosa ................................. 126

Figura 43: Topología zona intervenida ............................................................................. 127

Figura 44: Curvas de carga Valor promedio - Sub. La Hermosa 13.2 kV ....................... 128

Figura 45: Curvas de carga Valor máximo - Sub. La Hermosa 13.2 kV ......................... 128

Figura 46: Curvas de carga Valor promedio CHA23L13 ................................................. 129

Figura 47: Curvas de carga Valor promedio INS23L13 ................................................... 129

Figura 48: Curvas de carga Valor promedio ROS23L14 ................................................. 130

Figura 49: Curvas de carga Valor promedio BQE23L12 ................................................. 130

Figura 50: Curva de carga día laboral .............................................................................. 131

Figura 51: Curva de carga día Sábado ............................................................................ 131

Figura 52: Curva de carga día Domingo .......................................................................... 132

Figura 53: Posibles transferencias de carga .................................................................... 132

Figura 54: Interconexiones con circuitos de diferentes subestaciones ........................... 133

Figura 55: Topología caso de simulación 1 ..................................................................... 134

Figura 56: Simulación caso 1 - cargabilidad conductores ............................................... 135

Figura 57: Simulación caso 2 - cargabilidad conductores ............................................... 137

Figura 58: Simulación caso 2 - detalle cargabilidad conductores ................................... 138

Figura 59: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre .......................... 139

Figura 60: Perfil de tensión desde circuito INS23L13 – El Trébol ................................... 139

Figura 61: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela.................................. 140

Figura 62: Perfil de tensión desde circuito HER23L12 – Araucarias............................... 141

Figura 63: Perfil de tensión desde circuito HER23L12 – Araucarias (abierto HER232R1)

........................................................................................................................................... 142

Figura 64: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre (asumiendo parte

de HER23L16 y parte rural de HER23L12 -abierto HER232R1).................................... 142

Figura 65: Simulación caso 2 - detalle cargabilidad conductores (HER232R1 abierto) . 143

Figura 66: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela (abierto HER232R1) 144



Figura 69: Cargabilidad de conductores bajo interconexiones caso simulación 4.......... 149

Figura 70: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre .......................... 150

Figura 71: Perfil de tensión desde circuito INS23L13 – El Trébol ................................... 151

Figura 72: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela.................................. 151

Figura 73: conductor cerca límite carga BQE23L12 caso 4 ............................................ 152

Figura 74: Perfil de tensión desde circuito HER23L13 – Termales ................................. 152

XII Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los


Lista de tablas

Pág.

Tabla 1: Información técnica área de influencia de CHEC [5] ......................................... 29

Tabla 2: Ámbito de cobertura [6] ........................................................................................ 30

Tabla 3: Cantidad de circuitos y km de red según el nivel de tensión. ............................. 30

Tabla 4: Códigos de subestaciones del sistema CHEC .................................................... 31

Tabla 5: Códigos para niveles de tensión .......................................................................... 32

Tabla 6: Códigos de Identificación por Empresa ............................................................... 33

Tabla 7: Reconectadores de Cúmulos en CHEC............................................................... 39

Tabla 8: Reconectadores de Interconexión en CHEC ....................................................... 40

Tabla 9: Reconectadores 13,2 kV región norte.................................................................. 40

Tabla 10: Reconectadores 13,2 kV región centro.............................................................. 41

Tabla 11: Reconectadores 13,2 kV región oriente............................................................. 41

Tabla 12: Reconectadores 13,2 kV región suroccidente ................................................... 42

Tabla 13: Reconectadores 13,2 kV región noroccidente ................................................... 42

Tabla 14: Reconectadores 13,2 kV marca COOPER ........................................................ 43

Tabla 15: Reconectadores 13,2 kV marca SCHNEIDER ELECTRIC ............................... 44

Tabla 16: Demanda de máxima de potencia (MW) CHEC SA ESP-2014 ........................ 58

Tabla 17: Demanda No Atendida por Eventos Programados y No programados 2014 ... 59

Tabla 18: Ejemplo clasificación de usuarios por circuito ................................................. 114

Tabla 19: Tipo de carga por circuito ................................................................................. 124

Tabla 20: Cargabilidad transformadores condiciones normales operación .................... 127

Tabla 21: Interconexiones directas con otras subestaciones caso 1 .............................. 133


Tabla 23: Perfiles de tensión caso simulación 2. ............................................................. 138

Tabla 24: Perfiles de tensión caso simulación 2 al 80% Dmax (asumiendo parte de

HER23L16 y parte rural de HER23L12 - abierto HER232R1)........................................ 141

Tabla 25: Porcentaje cargabilidad transformadores caso 1 al 80% Dmax...................... 144


Tabla 27: Interconexiones con otras subestaciones caso 4 ............................................ 147

Tabla 28: Perfiles de tensión caso simulación 4 .............................................................. 149

Introducción

Tener documentado con un análisis soportado en simulaciones las contingencias de los

transformadores 33/13,2 kV que posee CHEC siempre ha sido un reto para los

ingenieros de operación de CHEC; si bien es cierto que a diario se efectúan

transferencias de carga bajo órdenes de trabajo programadas o de emergencia, dichas

transferencias se realizan principalmente basados en la experiencia de los operadores de

centro de control y de los ingenieros de operación, tomando como referente trabajos o

contingencias similares presentadas en el pasado.

En este trabajo se busca indicar mediante una guía paso a paso el procedimiento para

organizar la información de un caso de análisis en Digsilent Power Factory, con el

propósito de poder simular el comportamiento del sistema eléctrico de CHEC ante una

contingencia de un transformador 33/13,2 kV de cualquier subestación de CHEC; esto

con el fin de otorgar herramientas que permitan una toma de decisiones adecuadas al

iniciar un proceso de documentación analizando las restricciones de traslados de carga

de una subestación cuando en ésta se encuentre no operativo su transformador 33/13,2

kV. Adicional a la guía paso a paso, se presenta un caso de estudio, correspondiente a la

simulación de la contingencia del transformador 33/13,2 kV de la subestación La

Hermosa propiedad de CHEC.

Con el ánimo de documentar todos los casos de contingencias de todos los

transformadores 33/13,2 kV, en el segundo semestre del año 2015, CHEC inició el

camino para documentar las contingencias de los transformadores 33/13,2 kV con un

practicante universitario asignado al equipo de operación integrada al cual pertenezco

actualmente. La guía paso a paso presentada en este trabajo, fue el insumo inicial para

capacitar al practicante, quien es estudiante de ingeniería eléctrica de la universidad

Nacional sede Manizales. Se pretende llegar a tener documentadas todas las

contingencias de los transformadores 33/13,2 kV y 115/33 kV de CHEC con la

colaboración de estudiantes de ingeniería eléctrica en la modalidad de práctica

universitaria, no obstante el presente trabajo se enfoca únicamente en elaboración de

una guía para documentar las contingencias de los transformadores 33/13,2 kV. Las

contingencias de los transformadores 115/33 kV deben manejarse con otra base de

XIV Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los


datos diferente en Digsilent Power Factory por lo que se debe iniciar un trabajo diferente

para analizar estos casos y documentarlos. Adicional a la guía paso a paso, se presenta

un caso de estudio práctico de la subestación La Hermosa, que puede servir de modelo

para la elaboración de futuros informes; no obstante la estructura y forma de los informes

que se elaboren para futuras subestaciones es de libre selección de la persona que

realice el análisis

Como se menciona en el libro Redes de Distribución de Energía del profesor Samuel

Ramírez Castaño “el mundo tiene una fuerte dependencia de la energía eléctrica. No es

imaginable lo que sucedería si esta materia prima esencial para mover el desarrollo de

los países llegase a faltar. Está fuera de cualquier discusión la enorme importancia que el

suministro de electricidad tiene para el hombre hoy, que hace confortable la vida

cotidiana en los hogares, que mueve efectivamente el comercio y que hace posible el

funcionamiento de la industria de la producción. El desarrollo de un país depende de su

grado de industrialización y este a su vez necesita de las fuentes de energía,

especialmente de la energía eléctrica”. [1]

Por lo anterior la documentación de todos estos casos permitirá dar herramientas a los

operadores de centro de control y a los ingenieros de operación para tomar decisiones de

manera adecuada y oportuna sin comprometer la estabilidad del sistema, el estado de

sus elementos y siempre buscando afectar la menor cantidad de usuarios para que su

día día no se vea afectado por la carencia del servicio de energía. Es claro que en

muchos análisis se evidenciará que técnicamente no es posible transferir la carga de

todos los usuarios que se puedan afectar ante la indisponibilidad de un transformador

33/13,2 kV, pero se busca tener un análisis mediante herramientas de simulación para

afectar la menor cantidad de usuarios posible.

Estructura del trabajo

El presente trabajo tiene la siguiente estructura:

En el capítulo 1 se presenta el planteamiento del problema relacionando antecedentes,

objetivo general y objetivos específicos y alcance del presente trabajo. El capítulo 2,

describe las generalidades de CHEC destacando su infraestructura eléctrica,

nomenclatura operativa, discriminación de reconectadores 13,2 kV, cargabilidad de sus

transformadores y comportamiento de la demanda de energía en el año anterior. En el

capítulo 3 se muestra la guía paso a paso para realizar la organización de la información

en Digsilent Power Factory y poder así simular la contingencia de un transformador

33/13,2 kV de una subestación de CHEC validando las posibles interconexiones que

puedan realizarse con el propósito de transferir la carga de los usuarios afectados a otras

subestaciones sin comprometer el estado de los conductores por exceder los límites de

cargabilidad y validando que los niveles de tensión sean adecuados para que los

usuarios perciban un servicio de energía adecuado. En el capítulo 4 se presenta un caso

de análisis práctico de contingencia del transformador 33/13,2 kV de la subestación La

Hermosa de CHEC. Finalmente se presentan las conclusiones y recomendaciones.

XVI Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los


Capítulo 1 – Planteamiento del problema

1.1. Antecedentes

Actualmente CHEC suministra energía eléctrica a 27 municipios del departamento de

Caldas y 13 municipios de Risaralda, abarcando en total un área geográfica de

aproximadamente 10.412 km2 de los cuales 10.286 km2 son en el área rural, equivalente

al 98.79%. A diciembre 31 de 2014, CHEC cuenta con 460.456 clientes, de los cuales

340.184 son clientes urbanos.

Para suministrarles el servicio de energía eléctrica a todos sus clientes, se tienen 23

circuitos en el nivel de tensión 4 (115 kV) con una longitud estimada de 466 km, 66

circuitos en el nivel 3 (33 kV) con una longitud estimada de 840 km y 208 circuitos en el

nivel de tensión 2 (13.2 kV) con una longitud estimada de 8.670 km [2].

Con el propósito de brindar una mejor calidad del servicio a sus usuarios, entendida

como la confiabilidad del servicio, CHEC inició en el año 2012 la compra de

reconectadores para instalarlos en el nivel de 13.2 kV con el intención entre otras causas

de minimizar la duración y frecuencia de las interrupciones del servicio tanto

programadas como no programadas que afectan sus clientes.

Según la resolución CREG 097 de 2008, las interrupciones no programadas son aquellas

que obedecen a eventos no programados por el Operador de Red y que se presentan en

el sistema por situaciones no prestablecidas por el OR, mientras que las interrupciones

programadas corresponden a expansiones, remodelaciones, ampliaciones, mejoras,

mantenimientos preventivos y/o correctivos siempre y cuando se informen a los usuarios

que se afecten por medios de comunicación masivos con un antelación mínima de 48

horas; para las afectaciones a usuarios industriales, la notificación mediante

comunicación formal no podrá ser inferior a 72 horas [2].

18 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los


Con corte al mes de octubre de 2015, CHEC cuenta con 86 reconectadores de

interconexión instalados en sus redes de 13.2 kV, así como 66 reconectadores de

cúmulos, cuya misión es la de deslastrar o reducir la carga de un circuito cuando se

presenten contingencias y se busque restablecer por lo menos parte de los usuarios del

circuito afectado, generando únicamente indisponibilidad de los usuarios ubicados aguas

abajo del reconectador de cúmulos, o cuando se requiera interconectar parte del circuito

con otro circuito.

En la

Estos equipos son monitoreados desde el centro de control de CHEC y pueden ser

operados tanto local como remotamente; adicional a estos equipos se tienen

seccionadores que pueden ser operados con o sin carga según el tipo instalado, pero

siempre requieren de desplazamiento de personal para maniobrarse en sitio.

Figura 1 se muestra un extracto del visor de redes de distribución que utiliza CHEC, en el

cual se observa como ejemplo un circuito de 13,2 kV de la subestación Balboa y la

ubicación de un reconectador de interconexión (BOA2VIR4) que permite transferir carga

al circuito VIR23L14 de la subestación Virginia o viceversa; adicionalmente se muestra

un reconectador de cúmulos cuyo objetivo es un momento determinado partir el circuito

BOA23L12 buscando aislar una falla y no afectar la totalidad de usuarios asociados al

circuito. El estado habitual de un reconectador de interconexión es Normalmente Abierto

“NA” y en el visor de redes este estado habitual de estar abierto se representa en color

verde; por el contrario los reconectadores de cúmulos permanecen Normalmente

Cerrados “NC” y en color rojo en el visor de redes.

Estos equipos son monitoreados desde el centro de control de CHEC y pueden ser

operados tanto local como remotamente; adicional a estos equipos se tienen

seccionadores que pueden ser operados con o sin carga según el tipo instalado, pero

siempre requieren de desplazamiento de personal para maniobrarse en sitio.



Figura 1: Representación reconectadores en visor de redes de distribución de CHEC

En la Figura 2 y Figura 3 se muestra el mismo ejemplo mencionado anteriormente, pero

esta vez corresponden a imágenes del sistema SCADA que utiliza actualmente CHEC,

en la cual los operadores del centro de control pueden operar remotamente el

reconectador de interconexión entre el circuito de Balboa y el de Virgina (código

BOA2VIR4) y el reconectador de cúmulos del circuito BOA23L12 circuito Corinto (código

BOA232R1)

Figura 2: Reconectador de interconexión en SCADA

Figura 3: Reconectador de cúmulos en SCADA



El sistema que suple de energía a todos los usuarios de CHEC, diariamente se ve

expuesto a la aparición de eventos que pueden generar indisponibilidad de sus activos y

afectar así la calidad del servicio prestado a los usuarios y por ende representar pérdidas

económicas conforme a los métodos de compensaciones establecidos por la resolución

CREG 097 de 2008; además la CREG publicó el proyecto de resolución CREG 179 de

2014 emitido el 23 de diciembre de 2014, el cual establece la metodología para la

remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema

interconectado nacional y en él se dedica el capítulo 6 a tratar el tema de calidad del

servicio en los STR y SDL y la metodología para su medición. Adicionalmente en el área

de operación se debe gestionar y direccionar la ejecución de órdenes de trabajo

programadas que también pueden afectar la disponibilidad de los activos y por ende el

servicio de energía a los usuarios finales.

Las exigencias regulatorias hacen que las decisiones que se tomen por los operadores e

ingenieros del centro de control cuando se presenten interrupciones a los usuarios bien

sean programadas o no programadas tomen relevancia, puesto que se busca que dichas

decisiones afecten a la menor cantidad de usuarios posible, y que los usuarios a los que

se les continúe prestando el servicio, lo perciban con la calidad adecuada. Actualmente,

los ingenieros de operación realizan entre otras las siguientes actividades:

Solicitar ingresar y coordinar con el centro Nacional de despacho en su sistema

Nacional de Consignaciones (SNC) las órdenes de trabajo de emergencia de los

activos de nivel de tensión 4 de la CHEC.

Realizar los análisis post-operativo y post-falla del sistema de potencia de CHEC

y su impacto en todo el sistema de Transmisión Nacional y Sistema de

Transmisión Regional, utilizando la información contenida en la herramienta

Digsilent que permitirá realizar flujos de carga para la toma de decisiones de

carácter complejo en la operación de todo el sistema.

Ingresar al sistema SCADA y obtener la información en la lectura de relés para

permitir tomar las decisiones en eventos de gran envergadura.

Comunicación con ingenieros de operación de otros operadores de red para

solucionar problemas comunes (eventos de gran impacto).

Orientar en la toma de decisiones sobre maniobras en el sistema a los asistentes

de Operación cuando sea necesario.

Gestionar los recursos ante contingencias con los equipos de trabajo disponibles.

Esta gestión tendrá lugar una vez el asistente de operación haya realizado la

gestión primaria con dichos responsables sin lograr resultados satisfactorios.

Cuando exista desconocimiento para solucionar una contingencia presentada en

el sistema, se deberá efectuar la gestión necesaria para solicitar el apoyo a los

responsables de las áreas correspondientes.

Autorizar y coordinar los recursos humanos que se requieren ante una

contingencia en la operación y atención primaria para el sostenimiento del

sistema.

Mantener comunicación con el líder del área sobre eventos que impacten el

sistema de manera importante para que este a su vez informa a la administración

y demás líderes en caso necesario.

Calcular, registrar y reportar la información al Centro Nacional de Despacho

(CND) de la demanda de potencia de los periodos 19, 20 y 21 y un estimado de la

demanda no atendida registrada en la UCP CHEC. Adicionalmente se calcula y

registra las demandas operativas de CHEC, EEPP, EDEQ, Puerto Salgar,

igualmente transferencias del STN y de otros operadores de red, generación

mayor y generación menor. Esta actividad se debe realizar a diario, es decir el

profesional de turno deberá publicar esta información cuando corresponda a los

días domingos y lunes festivos.

Dada las múltiples ocupaciones de los ingenieros encargados de operar el sistema,

actualmente no se tienen documentadas las posibles contingencias que se puedan

presentar en el sistema de cobertura de CHEC y en muchos casos se desconoce si es

posible o no realizar cambios en la topología de la red mediante interconexiones y se

debe recurrir a la experiencia de los operadores o de maniobras previas realizadas que

no generaron inconvenientes en los circuitos y por ende a los usuarios, dejando atrás los

análisis mediante herramientas computacionales que permitan simular las condiciones

del sistema y verificar así la viabilidad de realizar dichos cambios.

En este trabajo se pretende abordar esta problemática para la toma de decisiones ante

contingencias en el sistema de cobertura de CHEC, el cual consiste en documentar el

procedimiento para analizar la viabilidad de suplencia de carga de los circuitos de 13.2

kV cuando el transformador 33 /13,2 kV de su subestación queda indisponible bien sea

por eventos programados o no programados.



1.2. Objetivos

Se plantean los siguientes objetivos en el presente trabajo:

1.2.1. Objetivo general

Documentar el procedimiento para analizar la viabilidad de suplencia de carga de los

circuitos nivel 13.2 kV ante indisponibilidad de los transformadores 33/13.2 kV de las

subestaciones de la Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. buscando brindar a los

usuarios finales continuidad en el servicio de energía y presentar la simulación de tres

casos reales con subestaciones de CHEC.

1.2.2. Objetivos específicos

Documentar el paso a paso a seguir para realizar la simulación en Digsilent Power

Factory de posibles alternativas de suplencia de carga mediante interconexiones,

cuando no se tenga disponibilidad de un transformador 33/13.2 kV de una

subestación de CHEC, para que pueda ser utilizado como guía por otros usuarios en

un momento dado de acuerdo al crecimiento y expansión del sistema de cobertura de

CHEC

Analizar un caso real de indisponibilidad de un transformador 33/13.2 kV, verificando

cargabilidad de conductores de los circuitos 13.2 kV que se tengan bajo

interconexión, así como regulación de tensión y cargabilidad de transformadores.

Facilitar la toma de decisiones de los operadores de centro de control e ingenieros de

operación cuando requieran realizar cambios de topología de la red en caso de

presentarse indisponibilidad de un transformador 33/13.2 kV de una subestación,

buscando minimizar el tiempo de análisis de órdenes de trabajo programada que

involucren la des-energización de una subestación 33/13.2 kV y requiera

interconectar sus circuitos.

1.3. Alcance

El alcance de este trabajo consiste en elaborar una guía paso a paso para realizar el

análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los transformadores 33/13,2 kV de

las subestaciones de CHEC, es decir, documentar la forma en la cual se organiza la

información para realizar la simulación en Digsilent Power Factory de la contingencia de

un transformador 33/13,2 kV de una subestación de CHEC con el propósito de validar las

posibles interconexiones (transferencias de carga) con otras subestaciones aledañas,

buscando minimizar la cantidad de usuarios afectados ante la contingencia de un

transformador 33/132 kV, teniendo en cuenta requerimientos técnicos mínimos como son

cargabilidad de conductores, cargabilidad de transformadores que reciben la carga

transferida y perfiles de tensión dentro de los límites regulatorios.

Adicionalmente se presenta un ejemplo de simulación de un caso práctico,

correspondiente a la contingencia del transformador 33/13,2 kV de la subestación La

Hermosa propiedad de CHEC.



1. Capítulo 2 – Generalidades CHEC

2.1. Reseña histórica y área de influencia

La Central Hidroeléctrica de Caldas – CHEC S.A. E.S.P. fue creada el 9 de septiembre

de 1950 y registrada con el nombre de "Central Hidroeléctrica de Caldas Limitada".

Posteriormente y ajustándose a disposiciones legales, la institución llevó a cabo una

reforma parcial de estatutos hasta llegar a lo que hoy se conoce como Central

Hidroeléctrica de Caldas S.A. "E.S.P." CHEC.

Es una empresa de servicios públicos mixta con autonomía administrativa, patrimonial y

presupuestal, sometida al régimen general aplicable a las empresas de servicios públicos

y a las normas especiales que rigen a las empresas del sector eléctrico. Como se

muestra en la Figura 4, en su orden los principales accionistas son EPM Inversiones S.A.

con el 55,65%, EPM ESP con el 24,44%, Infi-Caldas con el 12,95%, la Fiduciaria de

Occidente S.A con el 3,57%, Infi-Manizales con el 2,79%, y el resto de accionistas lo

componen otros municipios de los departamentos de Caldas y Risaralda [3].

Figura 4: Principales accionistas de CHEC. [3]

El área de influencia de CHEC son los departamentos de Caldas y Risaralda

exceptuando la capital de este último (Pereira) y está dividida en cinco zonas:

noroccidente, suroccidente, centro, sur y oriente como se muestra en la Figura 5;

aproximadamente cubre 10.412 km2 del territorio nacional prestando el servicio público

de energía eléctrica a 40 municipios, 41 corregimientos y 14 resguardos indígenas.

Figura 5: Área de influencia de CHEC. [3]

Tiene por objeto la prestación de servicios públicos esenciales de energía, incluidos el servicio

público domiciliario de energía eléctrica, mediante los negocios de Generación, Distribución y

Comercialización. La Sociedad tiene por objeto la prestación del servicio público de energía,

incluidos: a) El servicio público domiciliario de energía, mediante el transporte de esa energía

desde las redes regionales de transmisión hasta el domicilio del usuario final, incluida su

conexión y medición. b) Las actividades complementarias de generación, comercialización,

transformación, interconexión y transmisión de energía y otras fuentes de energía dentro y fuera

del territorio nacional c) Desarrollar actividades inherentes a los servicios públicos domiciliarios.

d) La comercialización de toda clase de productos, bienes o servicios en beneficio o interés de

los usuarios de los servicios públicos domiciliarios o de las actividades complementarias que

constituyen el objeto social principal de la sociedad, los que podrán ser comercializados o

vendidos con otorgamiento o no de plazos para su pago. e) Prestar los servicios de calibración e

inspección de medidores, transformadores e instrumentación eléctrica [4].



2.2. Infraestructura de CHEC

El área de influencia de CHEC se divide en cuatro zonas, denominadas zona 1 – Centro

Manizales, zona 2 – Oriente, zona 3 – Centro Norte y zona 4 – Sur Occidente como se

muestra en la Figura 6.

Figura 6: Área de influencia mantenimiento redes. [5]

2.2.1. Zona 1 Centro – Manizales

La zona o región 1 tiene una extensión de 506,6 km2 y atiende los municipios de

Villamaría y parte de Manizales; se tienen nueve subestaciones en esta zona: alta suiza,

altamar, Chipre, la manuela, Manizales, marmato, peralonso, la enea y villamaría.

2.2.2. Zona 2 Oriente

La zona o región 2 tiene una extensión de 3264,6 km2 y atiende los municipios de la

Dorada, Manzanares, Marquetalia, Marulanda, Norcasia, Pensilvania, Samaná y Victoria;

se tienen 14 subestaciones en esta zona: bello horizonte, Bolivia, dorada norte, el llano,

Florencia, guarinocito, la dorada, manzanares, marquetalia, norcasia, Pensilvania,

Samaná, victoria y purnio, esta última entró en operación en febrero de 2015.

2.2.3. Zona 3 Centro – Norte

La zona o región 3 tiene una extensión de 2531 km2 y atiende los municipios de Aguadas,

Aranzazu, Chinchiná, Filadelfia, la Merced, parte de Manizales, Neira, Pácora, Palestina

y Salamina; se tienen 13 subestaciones en esta zona: aguadas, aranzazu, Chinchiná,

filadelfia, irra, la Felisa, la merced, las coles, pácora, planta esmeralda, planta la ínsula y

Salamina.

2.2.4. Zona 4 Sur – Occidente

La zona o región 4 tiene una extensión de 4110,6 km2 y atiende los municipios de

Anserma, Apia, Balboa, Belalcázar, Belén de Umbría, Dosquebradas, Guática, la Celia, la

Virginia, Marmato, Marsella, Mistrató, Pueblo Rico, Quinchía, Riosucio, Risaralda, San

José, Santa Rosa, Santuario, Supia y Viterbo; se tienen 24 subestaciones en esta zona:

anserma, balboa, balalcázar,belén de umbría, bosques de la acuarela, campestre,

Dosquebradas, el dorado, guarato, la hermosa, la margarita, la rosa, la virginia, Marsella,

la rosa, la virginia, Marsella, mistrató, pueblo rico, quinchia, riosucio, Risaralda, san

Antonio del chamí, santa Cecilia, santuario, supia y Viterbo.

En la Figura 7 se presenta la extensión en km2 que cubren las cuatro zonas definidas.

Figura 7: Extensión en km2 de la zonas mantenimiento CHEC. [5]

Con corte a diciembre 31 de 2014, según reporte de información del área gestión

operativa (GIGA) al proyecto productividad se cuentan con 61 subestaciones de las

cuales 16 son de nivel 115kV y 45 de nivel 33kV; se tienen 18.582 transformadores de

distribución de los cuales 11.620 están ubicados en zonas rurales y 6962 en zonas

urbanas. En el nivel de tensión 13,2kV se tienen 8.670 km de red distribuidos en 208

circuitos, en el nivel 33kV se tienen 840 km de red y 66 circuitos y en el nivel de 115kV se

tienen 466 km de red y 23 circuitos; esta información se resume en la siguientes tablas.

Tabla 1: Información técnica área de influencia de CHEC [5]

INFORMACIÓN ADMINISTRATIVA CANTIDAD



Número de subestaciones de distribución 61 (16 de 115 kV y 45 de

33 kV)

Capacidad instalada de distribución (MVA) 762

Número de TRAFOS de distribución 18,582

Km Líneas N1 12,477

Km Líneas N2 8,670

Km Líneas N3 840

Km Líneas N4 466

Reconectadores de línea 112

Tabla 2: Ámbito de cobertura [6]

Tabla 3: Cantidad de circuitos y km de red según el nivel de tensión.

NIVEL DE TENSIÓN LONGITUD (KM) CANTIDAD CIRCUITOS

13,2 kV 8,670 208

33 kV 840 66

115 kV 466 23

2.3. Nomenclatura operativa

En la operación todos los equipos se encuentran marcados con un código para su

identificación en planos como en SCADA; a continuación se presenta la codificación más

relevante que debe tenerse presente en este trabajo, la cual facilitará el entendimiento

del mismo cuando se presenten casos prácticos. Esta codificación fue extraída del

Sistema de Gestión Integral de CHEC, específicamente del manual de operación de la

subestación Anserma, pero aplica para todas las subestaciones de CHEC [7].

2.3.1. Subestaciones

El código de las subestaciones se forma uniendo el código de la empresa propietaria que

se encuentra en la Tabla 6. Con el código para la unidad operativa que se muestra en

la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. y el código del nivel de tensión

de la Tabla 5 de la subestación. Para formar los diez caracteres de la codificación, se

agregan a los seis que se han obtenido, cuatro ceros que se ubican al final.

Figura 8: Nomenclatura operativa de la subestación La Rosa 115 kV

Para ilustrar como se construye la nomenclatura de una subestación, se construirá el

código de la subestación La Rosa: primero se busca en la Tabla 4 el código de la

subestación La Rosa que es “ROS”, anteponiendo la letra D que corresponde al

identificador de la empresa propietaria esta se encuentra en la Tabla 6. Por ultimo

buscamos el identificar para una tensión de 115 kV que es “40” ver Tabla 5, con esto

hemos formado hasta el momento “DROS40” Para completar los diez caracteres le

agregamos al final cuatro ceros para formar la identificación completa de la subestación

“DROS4000”. Los últimos cuatro ceros carecen de significado. El código formado se

muestra en la Figura 8.

Tabla 4: Códigos de subestaciones del sistema CHEC

CÓDIGO NOMBRE CÓDIGO NOMBRE

AGU AGUADAS MAN MANIZALES

AMA ANSERMA MAR MARSELLA



AMR ALTAMAR MAZ MANZANARES

ARM ARMENIA MGT LA MARGARITA

AZA ALTA SUIZA MLA MARQUETALIA

AZU ARANZAZU MNA LA MANUELA

BEL BELALCAZAR MTO MARMATO

BEO BELLO HORIZONTE MTT MISTRATO

BOA BALBOA NRA NEIRA

BOL BOLIVIA NSA NORCASIA

BQE BOSQUES DE LA ACUARELA PRA PACORA

BUM BELEN DE UMBRIA PRO PUEBLO RICO

CAM CAMPESTRE PSO PERALONSO

CHA CHINCHINA PSV PENSILVANIA

CHI CHIPRE QHI QUINCHIA

COL LAS COLES RIO RIOSUCIO

DDO EL DORADO ROS LA ROSA

DON DORADA NORTE RSA RISARALDA

DOR LA DORADA SCE SANTA CECILIA

ELA EL LLANO SCH SAN ANTONIO DEL CHAMI

ENE LA ENEA SIO SANTUARIO

ESM PLANTA ESMERALDA SLM SALAMINA

FEL LA FELISA SNA SAMANA

FIL FILADELFIA SUP SUPIA

FLR FLORENCIA VBO VITERBO

GRO GUARATO VCT VICTORIA

GTO GUARINOCITO VIR LA VIRGINIA

HER LA HERMOSA VMA VILLAMARIA

INS PLANTA LA INSULA REG REGIVIT

IRR IRRA PUR PURNIO

LMC LA MERCED

Tabla 5: Códigos para niveles de tensión

CÓDIGO NIVEL DE TENSIÓN [kV]

23 13.2

30 33

40 115

46 230

Tabla 6: Códigos de Identificación por Empresa

CÓDIGO NOMBRE DE LA EMPRESA

D Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P.

Q Empresa de Energía del Quindío E.S.P.

Z Empresa de Energía de Pereira E.S.P.

2.3.2. Líneas

El código de líneas se forma en los primeros seis caracteres en la misma forma como se

indica en el numeral 2.3.1. Los caracteres 7, 8, 9 son el código de la unidad operativa

(subestación) a donde llega la línea. El último carácter es un dígito que indica el número

del circuito. Para ilustrar cómo se construye la nomenclatura de una línea (circuito de

línea), se construirá el código de la línea La Rosa – La Esmeralda 2 115 kV; primero se

busca en la Tabla 4 el código de la Rosa que es “ROS” y utilizamos el identificador para

una tensión de 115 kV que es “40”, con esto hemos formado “ROS40”. En esta misma

tabla encontramos que la Esmeralda tiene como código asignado “ESM” y el circuito que

estamos codificando es el numero dos; entonces el identificador de esta línea en la

subestación La Rosa será “DROS40ESM2” que se lee como una línea que parte de la

subestación La Rosa y llega a la subestación Esmeralda, la línea está energizada a 115

kV y es el circuito número 2. Este ejemplo se puede apreciar en la Figura 9.

Figura 9: Nomenclatura operativa de la línea La Rosa - La Esmeralda II

2.3.3. Barrajes

El código para las barras se forma en sus primeros seis caracteres en la misma forma

que en el numeral 2.3.1. Los últimos tres caracteres son siempre ceros. Cuando se

tienen subestaciones con doble barra, se le asignará el número uno a la que esté más

cercana a la caseta de la subestación. Cuando se tiene una configuración de barra

principal y de reserva o transferencia, a la barra principal se le asigna el ordinal 1 y a la

de transferencia el ordinal 3.



Para ilustrar como se construye la nomenclatura de un barraje, se construirá el código de

la barra de transferencia de la subestación La Rosa: primero se busca en la ¡Error! No

se encuentra el origen de la referencia. el código de la Rosa que es “ROS” y en la

Tabla 5 buscamos el identificador para una tensión de 115 kV que es “40”, con esto

hemos formado hasta el momento “ROS40”. Para nuestro ejemplo codificaremos la barra

de transferencia que de acuerdo con codificación le corresponde el carácter 3. La

nomenclatura de la barra es entonces “ROS403000”. Obsérvese que los últimos 3 dígitos

son cero. El significado de la nomenclatura completa de este ejemplo se muestra en la

Figura 10.

Figura 10: Nomenclatura operativa de la barra de transferencia 115 KV de la subestación

La Rosa

2.3.4. Interruptores

La nomenclatura de los interruptores de los campos (grupo operativo) se construyen en

sus primeros seis caracteres en la forma como se indica en el numeral 2.3.1. El carácter

séptimo indica la función de la conexión del campo tal como se muestra en la Figura 10.

Los caracteres octavo y noveno indican la ubicación o función del interruptor en el

campo. La Figura 11, Figura 12 y Figura 13 son una buena ayuda para codificar los

interruptores de una subestación de la CHEC. La numeración de los caracteres siete y

ocho se hace de acuerdo a la configuración de la siguiente manera:

a. BARRA SENCILLA: En barra sencilla los interruptores se numeran del

11 al 19 asignando al 11 al que se encuentre más a la izquierda de la

caseta de la subestación o la que esté más al frente de la subestación

si se tiene otra disposición.

b. DOS BARRAS NO SECCIONADAS Y UN INTERRUPTOR DE

ACOPLE: Al interruptor del acoplador de barras se le asignará el

número 20. A los interruptores que a partir del acoplador estén más

alejados de la caseta de la subestación se les asignarán los números

consecutivos siguientes al 20 (21, 22, 23, etc.) y a los que estén más

cercanos a la caseta de la subestación se les asignarán los números

consecutivos en orden descendente anteriores al 20 (19, 18, 17, etc.).

Esta numeración se aplica tanto para la configuración de barra principal 1 y 3 o de

transferencia como a barra principal y de reserva o transferencia.

Figura 11: Nomenclatura operativa del interruptor de transferencia de la subestación La Rosa

2.3.5. Seccionadores

La nomenclatura de los seccionadores de los campos (grupo operativo) en sus primeros

seis caracteres se construye en la forma como se indica en el numeral 2.3.1. Los

caracteres octavo y noveno indican cual es el interruptor asociado al seccionador y son

los mismos caracteres octavo y noveno de la nomenclatura del numeral 2.3.4. La Figura

11, Figura 12 y Figura 13 son una buena ayuda para codificar los seccionadores de

acuerdo con las barras y con la función que cumplan dentro de las subestaciones típicas

de CHEC.



Figura 12: Nomenclatura del seccionador de barras del campo de transferencia en la Rosa

Figura 13: Codificación operativa para campos adyacentes a uno de transferencia

2.3.6. Reconectadores de cúmulos

Cuando un reconectador está instalado en un circuito radial, se define como

reconectador de cúmulos de falla. La codificación de estos reconectadores es la

siguiente: [8]

Los tres primeros dígitos indican la subestación donde se encuentra el despliegue

utilizando la nomenclatura operativa de las subestaciones. (AMA: Anserma).

El cuarto y Quinto caracter indican el nivel de tensión con la nomenclatura

operativa que se utiliza (23: Nivel 13,2 kV).

El sexto caracter es el número del circuito de la subestación según la

nomenclatura operativa (2= 23L12).

El séptimo caracter es una letra que describe el equipo (R: Reconectador).

El Octavo caracter es número que se da para conocer el consecutivo en relación

a la cantidad de reconectadores que hay instalados en el Circuito.

El noveno caracter se utiliza únicamente para codificación en SCADA

o Reconectador: se adiciona el Noveno digito un “0” que es el equivale a

Interruptor

o Seccionador de línea: se adiciona el Noveno digito un “7” (Ej.

AMA232R17).

o Seccionador de fuente o barra: se adiciona el Noveno digito un “1”

(Ej.AMA232R11).

o Seccionador de bypass: se adiciona el Noveno digito un “6” (Ej.

AMA232R16)

En la Figura 14 se muestra la codificación de un reconectador de este tipo.

Figura 14: Nomenclatura operativa para reconectador de cúmulos de falla



2.3.7. Reconectadores de interconexión

A continuación se presenta la codificación de los reconectadores de interconexión entre

dos circuitos [8]:

Los tres primeros indican la subestación donde se encuentra el despliegue

utilizando la nomenclatura operativa de las subestaciones. (AZA: Alta Suiza), y el

primer código empieza por la subestación de acuerdo al orden alfabético.

El cuarto caracter es el número del circuito de la primera subestación según la


El quinto, sexto y séptimo caracter indican la subestación con que se interconecta,

utilizando la nomenclatura operativa de las subestaciones. (ENE: ENEA).

El Octavo indica es el número del circuito de la segunda subestación según la


El noveno caracter se utiliza únicamente para codificación en SCADA

o Reconectador : se adiciona el Noveno 0 que es el equivale a Interruptor

o Seccionador de línea: se adiciona el Noveno 7 (Ej. AZA7ENE67).

o Seccionador de fuente o barra: se adiciona el Noveno 1 (Ej. AZA7ENE61).

o Seccionador de bypass: se adiciona el Noveno 6 (Ej. AZA7ENE66).

Figura 15: Nomenclatura operativa reconectador de interconexiones

Es importante destacar que Cuando exista otra interconexión entre los mismos circuitos

se intercambian los códigos de las subestaciones.

2.4. Reconectadores 13,2 kV instalados en CHEC

Según información suministrada por control y protecciones, con corte al mes de octubre

se tienen instalados en el sistema de cobertura de CHEC en total 152 reconectadores de

13,2 kV, de los cuales 86 reconectadores son de interconexión y 66 de cúmulos.

A continuación se presenta una descomposición de dichos reconectadores 13,2 kV

instalados en el área de influencia CHEC según el tipo de servicio que prestan, es decir

de interconexión o cúmulos; por regiones y por marca.

2.4.1. Discriminación por tipo de servicio

Según el tipo de servicio, en CHEC se clasifican en reconectadores de interconexión y

reconectadores de cúmulos.

a. Reconectadores de cúmulos

Como se mencionó en el numeral 1.1 Antecedentes la misión de un reconectador de

cúmulos es la de deslastrar o reducir la carga de un circuito cuando se presenten

contingencias y se busque restablecer por lo menos parte de los usuarios del circuito

afectado, generando únicamente indisponibilidad de los usuarios ubicados aguas abajo

del reconectador de cúmulos, o cuando se requiera interconectar parte del circuito con

otro circuito.

En el sistema CHEC se tiene instalados los siguientes reconectadores de este tipo:

Tabla 7: Reconectadores de Cúmulos en CHEC

AGU234R1 BOA234R1 INS302R2 PRO234R1 SNA235R1

AGU235R1 BUM232R1 IRR232R1 PRO235R1 VBO234R1

AGU235R2 CHA234R1 MAN233R1 PSO236R1 VBO235R1

AMA232R1 CHA236R1 MAN234R1 PSV233R1 VCT234R1

AMA235R1 CHI238R1 MAR232R1 QHI232R1 VIR232R1

AMA236R1 DDO234R1 MAR233R1 QHI233R1 VMA236R1

AMR232R1 DON233R1 MAZ233R1 RIO232R1

AMR233R1 ENE235R1 MAZ234R1 RIO234R1

AMR234R1 ENE307R1 MGT234R1 RIO235R1

AZA304R1 FIL233R1 MTO232R1 ROS236R1

AZU235R1 HER232R1 NRA233R1 ROS236R2

BEL232R1 HER236R1 NSA232R1 ROS239R1

BEL235R1 HER236R2 NSA234R1 RSA232R1

BOA232R1 INS233R1 PRA233R1 SLM233R1

BOA233R1 INS234R1 PRA233R2 SNA232R1

b. Reconectadores de interconexión



Como su nombre lo dice permite interconectar dos circuitos entre sí bien sean de una

misma subestación o de subestaciones diferentes con el propósito de trasladar la carga

de un circuito hacia otro para realizar mantenimientos programados o no interrumpir el

servicio de energía a los usuarios cuando se presenten fallas en uno de los circuitos.

En el sistema CHEC se tiene instalados los siguientes reconectadores de este tipo:

Tabla 8: Reconectadores de Interconexión en CHEC

AGU2AGU6 AZA7ENE6 CAM4ROS9 DON3NSA2 MGT4VBO4 SLM2SLM5

AGU3AGU4 AZA8ENE5 CHA3MNA3 DON4VCT4 MGT5RSA2 SNA5VCT3

AMA3AMA4 AZU2AZU3 CHA4VMA6 ENE5ENE6 RSA2MGT5 SUP2SUP3

AMA5RSA2 AZU3FIL3 CHA5MAN4 FIL2FIL3 MLA3VCT3 VCT2VCT3

AMA6QHI3 BEL5VBO4 CHA5MNA2 FIL3LMC3 MTO1PSO3 VCT3VCT4

AMR3CHI8 BOA2SIO5 CHA5MNA3 FIL3NRA3 MTO5PSO5 VIR2VIR3

AMR3IRR2 BOA2VIR4 CHA6HER6 FLR5NSA4 MTO7PSO5

AMR3MNA2 BOL2PSV5 CHA7CHA8 HER4ROS4 MTO9VMA3

AMR4INS2 BOL3MAZ3 CHI5CHI7 HER6INS3 MTO9VMA4

AMR4MGT2 BQE2HER4 CHI5CHI8 INS3MAR3 NRA3NRA4

AZA2MTO0 BQE3ROS3 CHI7MAN3 LMC2LMC4 PRO5SCE2

AZA3AZA6 BUM2BUM4 CHI7MTO8 MAN4MNA2 RIO2RIO3

AZA4MTO1 BUM2VBO4 COL2COL3 MAN6MTO2 RIO2RIO4

AZA4PSO7 BUM3MTT2 DDO2DDO3 MAN6MTO8 RIO4SUP5

AZA4PSO8 CAM2ROS2 DDO4SUP4 MAZ2MAZ4 RIO5SUP3

AZA7ENE3 CAM3ROS6 DON2DOR4 MAZ3MLA5 SIO2SIO5

2.4.2. Discriminación reconectadores 13,2 kV por regiones

De acuerdo al área de cobertura donde se encuentren instalados los reconectadores de

interconexión o cúmulos de CHEC se tiene:

a. Región norte

Tabla 9: Reconectadores 13,2 kV región norte

AGUADAS ARANZAZU BOSQUES DE LA ACUARELA

CAMPESTRE COLES FILADELFIA

AGU234R1 AZU235R1 BQE2HER4 CAM2ROS2 COL2COL3 FIL233R1

AGU235R1 AZU2AZU3 BQE3ROS3 CAM3ROS6

FIL2FIL3

AGU235R2 AZU3FIL3 CAM4ROS9 FIL3LMC3

AGU2AGU6

HERMOSA LA MERCED MARSELLA PACORA LA ROSA SALAMINA

HER232R1 LMC2LMC4 MAR232R1 PRA233R1 ROS236R1 SLM233R1

HER236R1 MAR233R1 PRA233R2 ROS236R2 SLM2SLM5

HER236R2 ROS239R1

HER4ROS4

HER6INS3

b. Región centro

Tabla 10: Reconectadores 13,2 kV región centro

ALTA MAR ALTA SUIZA CHIPRE ENEA IRRA MANIZALES

AMR232R1 AZA2MTO0 CHI238R1 ENE235R1 IRR232R1 MAN233R1

AMR233R1 AZA304R1 CHI5CHI7 ENE307R1 MAN234R1

AMR234R1 AZA3AZA6 CHI5CHI8 ENE5ENE6

MAN4MNA2

AMR3CHI8 AZA4MTO1 CHI7MAN3

MAN6MTO2

AMR3IRR2 AZA4PSO7 CHI7MTO8

MAN6MTO8

AMR3MNA2 AZA4PSO8

AMR4INS2 AZA7ENE3 AMR4MGT2 AZA7ENE6

AZA8ENE5

MARGARITA MARMATO NEIRA PERALONSO VILLA MARIA

MGT234R1 MTO1PSO3 NRA233R1 PSO236R1 VMA236R1

MGT4VBO4 MTO232R1 NRA3NRA4

MGT5RSA2 MTO5PSO5 MGT5RSA2_1 MTO7PSO5

MTO9VMA3

MTO9VMA4

c. Región oriente

Tabla 11: Reconectadores 13,2 kV región oriente

BOLIVIA DORADA NORTE FLORENCIA MANZANARES MARQUETALIA

BOL2PSV5 DON233R1 FLR5NSA4 MAZ233R1 MLA3VCT3

BOL3MAZ3 DON2DOR4 MAZ234R1

DON3NSA2 MAZ2MAZ4

DON4VCT4 MAZ3MLA5

NORCASIA PENSILVANIA SAMANA VICTORIA



NSA232R1 PSV233R1 SNA232R1 VCT234R1

NSA234R1 SNA235R1 VCT2VCT3

SNA5VCT3 VCT3VCT4

d. Región suroccidente

Tabla 12: Reconectadores 13,2 kV región suroccidente

BELALCAZAR BALBOA CHINCHINA INSULA

BEL232R1 BOA232R1 CHA234R1 INS233R1

BEL235R1 BOA233R1 CHA236R1 INS234R1

BEL5VBO4 BOA234R1 CHA3MNA3 INS302R2

BOA2SIO5 CHA4VMA6 INS3MAR3

BOA2VIR4 CHA5MAN4

CHA5MNA2

CHA5MNA3

CHA6HER6

CHA7CHA8

PUEBLO RICO SANTUARIO VITERBO VIRGINIA

PRO234R1 SIO2SIO5 VBO234R1 VIR232R1

PRO235R1 VBO235R1 VIR2VIR3

PRO5SCE2

e. Región noroccidente

Tabla 13: Reconectadores 13,2 kV región noroccidente

ANSERMA BELEN DE UMBRIA EL DORADO

AMA232R1 BUM232R1 DDO234R1

AMA235R1 BUM2BUM4 DDO2DDO3

AMA236R1 BUM2VBO4 DDO4SUP4

AMA3AMA4 BUM3MTT2

AMA5RSA2 AMA6QHI3

QUINCHIA RIOSUCIO RISARALDA SUPIA

QHI232R1 RIO232R1 RSA232R1 SUP2SUP3

QHI233R1 RIO234R1

RIO235R1 RIO2RIO3 RIO2RIO4 RIO4SUP5 RIO5SUP3

2.4.3. Discriminación por marca

Actualmente se tiene dos marcas de reconectadores 13,2 kV instalados en CHEC; se

tienen 71 reconectadores marca COOPER y 81 marca SCHNEIDER ELECTRIC

discriminados así:

a. Marca COOPER

Tabla 14: Reconectadores 13,2 kV marca COOPER

AGU234R1 AZA7ENE3 CAM4ROS9 HER6INS3 MTO9VMA3

AGU235R1 AZA7ENE6 CHA3MNA3 INS302R2 MTO9VMA4

AMA232R1 AZA8ENE5 CHA5MAN4 INS3MAR3 PRA233R1

AMA5RSA2 AZU3FIL3 CHA6HER6 IRR232R1 PRO234R1

AMA6QHI3 BEL5VBO4 CHI7MAN3 MAN4MNA2 PRO5SCE2

AMR232R1 BOA2SIO5 CHI7MTO8 MAN6MTO2 PSO236R1

AMR234R1 BOA2VIR4 DDO4SUP4 MAN6MTO8 RIO4SUP5

AMR3CHI8 BOL2PSV5 DON2DOR4 MAR232R1 RIO5SUP3

AMR4INS2 BOL3MAZ3 DON3NSA2 MAZ3MLA5 SNA5VCT3

AMR4MGT2 BQE2HER4 ENE307R1 MGT4VBO4 VBO234R1

AZA2MTO0 BQE3ROS3 FIL3LMC3 MGT5RSA2 VIR232R1

AZA304R1 BUM2VBO4 FIL3NRA3 MLA3VCT3

AZA3AZA6 BUM3MTT2 FLR5NSA4 MTO1PSO3

AZA4PSO7 CAM2ROS2 HER232R1 MTO5PSO5

AZA4PSO8 CAM3ROS6 HER4ROS4 MTO7PSO5

b. Marca SCHNEIDER ELECTRIC



Tabla 15: Reconectadores 13,2 kV marca SCHNEIDER ELECTRIC

AGU235R2 BOA234R1 DON4VCT4 MGT234R1 RIO2RIO4

AGU2AGU6 BUM232R1 ENE235R1 MGT5RSA2_1 ROS236R1

AGU3AGU4 BUM2BUM4 ENE5ENE6 MTO232R1 ROS236R2

AMA235R1 CHA234R1 FIL233R1 NRA233R1 ROS239R1

AMA236R1 CHA236R1 FIL2FIL3 NRA3NRA4 RSA232R1

AMA3AMA4 CHA4VMA6 HER236R1 NSA232R1 SIO2SIO5

AMR233R1 CHA5MNA2 HER236R2 NSA234R1 SLM233R1

AMR3IRR2 CHA5MNA3 INS233R1 PRA233R2 SLM2SLM5

AMR3MNA2 CHA7CHA8 INS234R1 PRO235R1 SNA232R1

AZA4MTO1 CHI238R1 LMC2LMC4 PSV233R1 SNA235R1

AZU235R1 CHI5CHI7 MAN233R1 QHI232R1 SUP2SUP3

AZU2AZU3 CHI5CHI8 MAN234R1 QHI233R1 VBO235R1

BEL232R1 COL2COL3 MAR233R1 RIO232R1 VCT234R1

BEL235R1 DDO234R1 MAZ233R1 RIO234R1 VCT2VCT3

BOA232R1 DDO2DDO3 MAZ234R1 RIO235R1 VCT3VCT4

BOA233R1 DON233R1 MAZ2MAZ4 RIO2RIO3 VIR2VIR3

VMA236R1

2.5. Cargabilidad de los componentes del Sistema

En las siguientes figuras se presenta el diagnóstico de cargabilidad bajo condiciones de

operación normal de todos los transformadores de potencia 230/115 kV, 115/33 kV y

33/13.2 kV instalados en las subestaciones del sistema eléctrico de CHEC del año 2014.

2.5.1. Transformadores 230/115 kV

Los equipos de transformación 230/115 kV instalados en las subestaciones de conexión

al Sistema de Transmisión Nacional, tienen una capacidad instalada de 480 MVA y una

cargabilidad promedio de 69.89% para el año 2014 [9].

Figura 16: Porcentaje cargabilidad transformadores 230/115 kV.

2.5.2. Transformadores 115/33 kV

Los 18 equipos de transformación 115/33 kV instalados en el sistema eléctrico operado

por CHEC poseen una capacidad instalada de 760 MVA y una cargabilidad promedio de

62.33 % para el año 2014 [9].



Figura 17: Porcentaje cargabilidad transformadores 115/33 kV en 2014

Se presenta a continuación el porcentaje de cargabilidad que pueden llegar a percibir los

transformadores en el nivel 33 kV considerando las máximas corrientes percibidas en el

año 2014 en días laborales.

Figura 18: Cargabilidad transformadores 115/33 kV considerando Imax dlab 2014.

2.5.3. Transformadores 33/13,2 kV

Se encuentran instalados 60 equipos de transformación 33/13,2 kV en el sistema

eléctrico operado por CHEC, de los cuales 1 es propiedad particular (Miel I, 4 MVA).

Igualmente se descartan los equipos asociados a la subestación Apía, los cuales están

desinstalados debido a problemas de estabilidad del terreno. Exceptuando este caso, la

capacidad instalada de trasformación 33/13,2 kV asciende a 472,965 MVA para 2014.



Figura 19: Porcentaje cargabilidad transformadores 33/13.2 kV.



En abril de 2015 el transformador de subestación IRRA de 3,75 MVA fue intercambiado

con el transformador de 3 MVA de la subestación el Dorado con el propósito de mitigar

los problemas de sobrecarga que se venía presentando el transformador de 3 MVA de

subestación el Dorado. El cambio de capacidad a largo plazo no mitiga los problemas de

sobrecarga, pero es una acción que se toma dado que el espacio de la subestación el

dorado no permite instalar por el momento transformadores de mayor capacidad.

Se presenta a continuación el porcentaje de cargabilidad que pueden llegar a percibir los

transformadores 33/13,2 kV de CHEC considerando las máximas corrientes percibidas

en el año 2014 en días laborales. Como se observa los transformadores de las

subestaciones Dorado, Altamar y San Antonio del Chamí sobrepasan el 100% de carga

para las condiciones mencionadas.

Figura 20: Cargabilidad trafos 33/13,2 kV considerando Imax dlab 2014



2.6. Indicadores de calidad del servicio

a. Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRAD): Índice de

Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada

(ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el

período usado como referencia (años 2006-2007).

b. Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITAD): Índice de

Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada

(ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el

trimestre de evaluación.

En la Figura 21 se muestra la relación del ITAD Vs el IRAD para el nivel de tensión 1 de

los años 2014 y 2015 y en la Figura 22 se muestran los mismos indicadores para los

niveles 2 y 3 agrupado según los requerimientos de la resolución CREG 097 -2008.

Nota: los indicadores IRAD - ITAD fueron multiplicados por 1000 para cambiar escala de valores

del gráfico.

Figura 21: ITAD Vs IRAD nivel 1 2014-2015.

Se ha venido presentando desmejoramiento en la Calidad del servicio para los clientes

del nivel de tensión 1, al mirar el comportamiento del Indicador ITAD del año 2014 al

2015 respecto al Indicador de Referencia IRAD de cada Trimestre [9].

Figura 22: ITAD Vs IRAD nivel 2-3 años 2014-2015.

En todos los trimestres, excepto el trimestre 3 del año 2014, el indicador estuvo por

encima del valor de referencia para los clientes del nivel de tensión 2-3, lo que implica

que se deben generar estrategias que permitan cumplir con el indicador y no sobrepasar

los valores meta [9].

La calidad del servicio del año 2014 medida con los indicadores internacionales SAIDI1 y

SAIFI2 durante el año 2014 se presenta en las siguientes figuras [3].

1 SAIDI: indica el tiempo total promedio de interrupción por cliente. Es un indicador de tiempo que

mide la afectación a nivel de usuarios [3] 2 SAIFI: frecuencia media de interrupciones por cliente, por año. Es un indicador de frecuencia que

mide la afectación a nivel de usuario [3]



Figura 23: Indicador SAIDI año 2014.

Figura 24: Indicador SAIFI año 2014.

El comportamiento de estos dos indicadores en los últimos 3 años muestra una tendencia

decreciente como resultado de las acciones de mejora que realiza la empresa sobre sus

circuitos entre las que se destaca la realización de poda y descumbre de vegetación,

reposición de elementos en mal estado, cambio de estructuras, realce y retemple de la

red, entre otras acciones.

Figura 25: Tendencia SAIDI y SAIFI 2012-2014. [3]

2.7. Demanda de energía

El Sistema Interconectado Nacional está dividido para propósitos de funcionamiento en

áreas operativas. Cada uno de estos es responsable de la operación y maniobras

necesarias para suministrar la energía eléctrica a los usuarios de la región que sirven. A

su vez para propósitos de pronosticar la demanda de energía eléctrica usada en el

despacho de plantas de generación.

Los departamentos de Caldas, Quindío y Risaralda en el Sistema Interconectado

Nacional forman parte del área operativa suroccidental y específicamente de la subárea

CQR; esta a su vez está conformada por las Unidades de Control de Pronóstico (UCP)

CHEC, Quindío y Pereira. En la siguiente figura se muestra la demanda anual en GWh, la

potencia máxima registrada en el año 2014 y el porcentaje de crecimiento de demanda

de energía del año 2014 con respecto al año 2013 [6].



Figura 26: Demanda total de energía año 2014 para el área operativa CQR

En la Figura 27 se observa que la UCP CHEC tiene el mayor porcentaje de participación

en al área operativa CQR, representado por el 55.5% de la demanda de energía del área

en el año 2014

Figura 27: Porcentaje de participación de los ORs en el área operativa CQR [6]

2.7.1. Demanda de energía operador de red CHEC

El operador de red CHEC SA ESP alimenta la demanda del departamento de Caldas y

de los municipios de Risaralda exceptuando la ciudad de Pereira. En Caldas alimenta 27

municipios y 15 corregimientos y en Risaralda atiende 13 municipios y 4 corregimientos.

La participación de CHEC S.A E.S.P. en el año 2014 en el Sistema Interconectado

Nacional fue de 2,24% aproximadamente. A continuación se muestra en la Figura 28 la

demanda de electricidad acumulada de los años 2004 hasta el 2014 con su respectiva

tasa de crecimiento anual [6].

Figura 28: Demanda anual CHEC años 2004 -2014

Se observa en los dos últimos años (2013 -2014) un crecimiento considerable de la

demanda, después de la reducción que se venía presentando años tras año desde el

2009 por la recesión económica a nivel mundial y nacional, la entrada en servicio del

proyecto de cogeneración de Papeles Nacionales en el año 2009 y la implementación del

programa de reducción de pérdidas que adelanta la empresa desde esa época.

La demanda máxima de potencia en el año 2014 para el operador de red CHEC se

registró el 30 de diciembre en el periodo 20 con 249 MW, lo cual representa un

incremento de 5.6 MW con respecto al año 2013, equivalente a un crecimiento de

2.30%. En la Tabla 16 se muestra la evolución de la demanda máxima de potencia para el

año 2014 del operador de red CHEC y en la Figura 29 se muestra la evolución de la

demanda máxima de potencia desde el año 2006 [6].



Tabla 16: Demanda de máxima de potencia (MW) CHEC SA ESP-2014

Mes

Demanda

Máxima Pot (MW)

Crecimiento

(%)

Día Max Potencia

Periodo

Enero 235 0.10 Martes 28 P20

Febrero 236.15 1.07 Miércoles 26 P20

Marzo 236.5 1.72 Jueves 6 P20

Abril 239.87 3.39 Miércoles 2 P20

Mayo 237.34 2.74 Lunes 19 P20

Junio 237.52 0.13 Viernes 6 P20

Julio 239.04 1.76 Jueves 24 P20

Agosto 237.73 2.04 Jueves 21 P20

Septiembre 237 0.46 Martes 9 P20

Octubre 239 1.59 Martes 7 P20

Noviembre 249 3.54 Miércoles 26 P19

Diciembre 249 2.30 Miércoles 30 P20

Figura 29: Evolución Demanda máxima de potencia de CHEC

2.7.2. Demanda no atendida

Se entiende por demanda desatendida toda aquella que por cualquier motivo

programado o no programado (mantenimientos planeados o de emergencia, eventos no

programados, EDAC, limitaciones de suministro, racionamientos, causas de fuerza

mayor), no se le puede suministrar al usuario aunque él, este demandándola de manera

normal, (Acuerdo 349 CNO enero 30 de 2006). Esta demanda desatendida involucra un

cierto grado de incertidumbre debido a que dicha energía no puede ser medida.

Esta demanda se calcula en base a la siguiente fórmula:

Para calcular los MW que está demandando el usuario al momento de presentarse una

indisponibilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica, se obtiene una

tendencia mensual del consumo promedio de la curva de carga del circuito alimentador, a

este se multiplica por el tiempo de duración de la indisponibilidad.

El Sistema Interconectado Nacional en el año 2014 tuvo una demanda no atendida de

44,5 GWh/Año correspondiente al 0.07% del total de demanda del SIN [10]. Del total de

la demanda desatendida del SIN, el OR CHEC aporta el 3.17%. Por tanto la demanda no

atendida de energía correspondiente al año 2014 para el OR CHEC SA ESP fue de

1443.34 MWh, lo cual equivale al 0.10% de la demanda total de energía del OR CHEC

S.A ESP [6].

A continuación se presenta la demanda no atendida - DNA en MWh por Eventos

Programados y No programados del OR CHEC S.A. E.S.P. 2014

Tabla 17: Demanda No Atendida por Eventos Programados y No programados 2014

MES

DNA Prog

MW-h

DNA No Prog

MW-h

TOTAL

ENERO 27.44 30.40 57.84

FEBRERO 47.09 33.60 80.68

MARZO 13.89 64.36 78.25

ABRIL 135.42 49.44 184.86

MAYO 15.93 112.66 128.59

JUNIO 21.49 71.64 93.14

JULIO 41.23 37.60 78.82

AGOSTO 80.62 62.09 142.71

SEPTIEMBRE 92.15 141.35 233.51

OCTUBRE 30.48 71.85 102.33

NOVIEMBRE 31.47 43.59 75.05

DICIEMBRE 134.97 52.58 187.55

TOTAL

672.17

771.16

1443.34



Figura 30: Demanda No Atendida OR CHEC 2014

El costo total en el año 2014 por DNA tanto por eventos programados como no

programados fue de aproximadamente 250 millones, de los cuales $ 62.958.279

corresponden a costos de DNA de circuitos de 115 kV, $50.361.056 de circuitos de 33 kV

y $136.764.736 de circuitos de 13.2 kV, así el 54.69% del costo de DNA corresponde a

eventos en circuitos de 13,2 kV de los cuales el 74.81% corresponde a los costos de

DNA por eventos no programados ($102.308.160).

Figura 31: Porcentaje costo DNA por nivel de tensión en 2014

Figura 32: Costos Demanda No Atendida en 2014 por nivel de tensión

En ese orden de ideas se observa que un foco a tacar son la duración de las

indisponibilidades de los usuarios del nivel 13.2 kV que representan actualmente el

mayor costo de DNA por eventos no programados. Esta duración de indisponibilidades

se puede disminuir si los operadores e ingenieros de centro de control conocen las

posibilidades de interconexión y su viabilidad técnica para efectuarse, permitiendo así

tomar decisiones rápidas e impactando en la medida de lo posible menor tiempo a los

usuarios.



2. Capítulo 3 – Guía paso a paso análisis contingencia

El primer paso consiste en definir la subestación a la cual se le evaluará una contingencia

del transformador 33/13.2 kV, entendiendo contingencia en este trabajo por

indisponibilidad del transformador por trabajos programados o de emergencia. Se deben

identificar las posibles interconexiones entre circuitos propios de dicha subestación y

posibles interconexiones con circuitos de otras subestaciones para lo cual se sugiere

tomar como referencia los diagramas unifilares de las subestaciones de CHEC, el visor

de redes de distribución de CHEC y el sistema SCADA; se debe tener en cuenta que el

sistema eléctrico de CHEC continuamente es objeto de cambios, por lo que se deben

verificar las actualizaciones que se hayan dado después de realizado este trabajo; el

medio más adecuado para realizar dicha validación es contactar al personal del proceso

de Gestión de Información Gráfica y Alfa numérica GIGA, quienes son los responsables

de mantener actualizado el sistema eléctrico de CHEC.

Adicionalmente se deben identificar los tipos y cantidad de usuarios que se alimentan

desde la subestación bajo análisis, esto con el fin de identificar cargas importantes a las

cuales se les deba dar prioridad en el suministro de energía como por ejemplo hospitales,

oficinas públicas, centros carcelarios, entre otros; finalmente se requiere realizar

consultas del comportamiento de consumo de cada uno de los circuitos que se involucren

en el análisis, buscando generar las curvas típicas de carga para días laborales, sábados

y domingos, en los cuales los consumos varían y a la hora de realizar los análisis de

traslados de carga de una subestación a otra puede generar restricciones para realizar

las interconexiones en algún tipo de día o en periodos del día específicos; esta validación

de curvas típicas permiten comprobar los valores que se obtengan en las simulaciones

realizadas en Digsilent, permitiendo así tener un mayor grado de certeza del modelo

respecto a la realidad.

3.1. Importar datos de base de datos REDES al aplicativo

BD_DIGSILENT

Para importar los circuitos en formato DGS desde la base de datos REDES al Digsilent

Power Factory, se utiliza un aplicativo desarrollado por el ingeniero Luis Alirio Bolaños

Navarrete, profesional del equipo de trabajo Operación Integrada de la CHEC; el

aplicativo fue desarrollado en Microsoft Access denominado BD_DIGSILENT (cada vez

que se ejecuta el aplicativo se complementa el nombre con el día, mes y año de análisis:

BD_DIGSILENT_ddmmaaaa) para importar finalmente los circuitos o subestaciones a

Digsilent Power Factory.

3.1.1. Importar datos de circuitos independientes

Se presentan a continuación los pasos para importar en el aplicativo

BD_DIGSILENT_ddmmaaaa los circuitos involucrados en un caso de análisis de

suplencia ante indisponibilidad de un transformador 33/13.2 kV de una subestación.

Se abre la base de datos de Access BD_DIGSILENT, ubicar el menú

principal y pulsar doble click:



Se despliega el siguiente menú:

Se selecciona el nivel de tensión de la información que se requiere

importar de la base de dato de Redes y la opción “circuito” dado que en

este caso se cargaran diferentes circuitos de manera independiente.

Digitar los códigos de los circuitos de todas las subestaciones que se

necesitan analizar.



Pulsar click en el número 1 del menú principal: Cargar topología de red y

registrarse con el usuario y clave asignada para la base de datos REDES.

Pulsar “ok” y esperar hasta que obtenga el mensaje “Proceso Terminado”

y pulsar aceptar.

Continuar con el numeral 1.1 y esperar hasta que salga el mensaje

“Proceso Terminado” y pulsar aceptar.

Continuar con el numeral 2 y esperar hasta que salga el mensaje “Proceso

Terminado” y pulsar aceptar.







Seleccionar el Escenario de simulación y el periodo de análisis.

De acuerdo a las necesidades del estudio se escoge el escenario y el

periodo de análisis. Para los casos de análisis de interconexiones se

sugiere el escenario de demanda máxima (Dmax) registrada en el periodo

20.

Cmax, hace referencia a casos de corriente máxima.







Una vez finalizado el procedimiento ha quedado actualizado el archivo BD_DIGSILENT.

Ubicar la ruta de almacenamiento del archivo, realizar una copia asignándole la fecha de

análisis.

3.1.2. Importar datos de una subestación completa

Los pasos para importar una subestación en el aplicativo BD_DIGSILENT_ddmmaaaa se

ejecutan de manera similar al caso anterior, pero se selecciona la opción subestación en

lugar de la opción circuitos y se digita el código de la subestación requerida.

3.2. Importar datos de BD_DIGSILENT a Disilent Power Factory

CHEC cuenta con licencias de Digsilent Power Factory; en el presente trabajo se utiliza la

versión 15.2.3 la cual presenta la siguiente interface:

Figura 33: Interface inicial Digsilent Power Factory

Una vez se disponga de la información objeto de análisis en el aplicativo

BD_DIGSILENT_ddmmaaaa (explicado en el numeral 3.1)

3.3. Importar datos de base de datos REDES al aplicativo

BD_DIGSILENT

Para importar los circuitos en formato DGS desde la base de datos REDES al Digsilent

Power Factory, se utiliza un aplicativo desarrollado por el ingeniero Luis Alirio Bolaños

Navarrete, profesional del equipo de trabajo Operación Integrada de la CHEC; el

aplicativo fue desarrollado en Microsoft Access denominado BD_DIGSILENT (cada vez

que se ejecuta el aplicativo se complementa el nombre con el día, mes y año de análisis:

BD_DIGSILENT_ddmmaaaa) para importar finalmente los circuitos o subestaciones a

Digsilent Power Factory.

3.3.1. Importar datos de circuitos independientes

Se procede a importar la información a Digsilent de la siguiente manera:

Seleccionar en el menú File –Import – DGS Format.



Una vez seleccionada la opción “DGS import” se despliega la siguiente pantalla:

En el campo “Name”, incluir el nombre que se le asignará al proyecto objeto de

análisis; en el campo “Source” debe estar seleccionada la opción “DGS File”.

Se debe conocer la ruta de almacenamiento del aplicativo

BD_DIGSILENT_ddmmaaaa y pulsar en el siguiente botón para importar los

datos cargados previamente de la base de datos REDES.

Una vez se ubique la ruta del aplicativo, escoger el tipo de archivo con formato

“Microsoft Access File (*.mbd)”, seleccionar la base de datos de Microsoft Access

y pulsar la opción abrir.



Verificar que la ruta seleccionada quede en el campo “Name” y pulsar la opción

“Execute”

En el ejemplo, se importaron circuitos asociados a las subestaciones La Hermosa

HER, La Rosa ROS, Bosques de la Acuarela BQE, Chinchiná CHA e Ínsula INS.

Realizado zoom sobre los circuitos importados se puede a observar con mayor

detalle la topología de la red.



Ejecutar un flujo de carga antes de realizar cualquier cambio al proyecto

importado para verificar que no presente errores, para esto pulse “Calculate

Load Flow”

Seleccionar las siguientes opciones y pulsar “Execute”.

Ampliar la ventana destinada para mostrar la información cuando se realiza una

simulación, verificar los mensajes que se obtienen al simular un flujo de carga

desbalanceado.

Tener especial cuidado con los mensajes en color rojo. Dado que se está

importando información de la base de datos de REDES, son normales los

siguientes mensajes en color rojo puesto que Digsilent no reconoce alguna

información de dicha base de datos, lo cual no genera inconvenientes para la

simulación; en ese orden de ideas los mensajes permitidos son:

Adicionalmente, es normal el siguiente mensaje, dado que aún no se han

generado las fuentes de alimentación de los circuitos importados

independientemente al Digsilent.



Hasta el momento el proyecto se encuentra en modo de lectura “Read Only”, por

lo que debe cambiarse de estado, asignándolo inicialmente a la “Grid” de los

circuitos de la subestación que se vayan a organizar en primer lugar.

Pulsar doble click sobre “Read Only”, se despliega la siguiente ventana.

Para el ejemplo, se está trabajando en “Database” denominado “nmendezm”, el

cual se despliega para seleccionar la “Grid” que se va a modificar. El proyecto

resaltado en negrita, corresponde al actual proyecto activo.

Desplegar los siguiente niveles para encontrar la “Grid” y seleccionar la primera

“Grid” a la cual se le van a configurar los circuitos. Para el ejemplo se selecciona

la subestación HER.

Después de pulsar “OK”, el campo denominado “Read Only” ahora se denomina

HER, lo cual indica que a partir de este momento cualquier cambio que se realice

al proyecto será guardado en la “Grid” de la subestación HER.



3.4. Organizar circuitos y crear subestaciones

Ahora, estando seleccionada la “Grid” HER, se crea la subestación Hermosa. En primer

lugar ubicar la salida de los circuitos de 13.2 kV importados; para el ejemplo los circuitos

importados de la subestación Hermosa son:

o HER23L12 – Araucarias

o HER23L13 –Termales

o HER23L14 – Boquerón

o HER23L15 – Hospital

o HER23L16 - Colmenas

Para buscar los interruptores generales de los circuitos de la subestación La Hermosa

pulsar los siguientes botones:



Pulsar click derecho sobre el filtro y pulsar sobre la opc ión “Mark in Graphic”

El circuito buscado se marca en color rojo:

Dado que los demás circuitos de la Hermosa parten de la misma subestación, es

fácil identificar los otros circuitos aledaños (HER23L13, HER23l14, HER23L15 y

HER23L16).

Una vez se identifica la zona de la cual parten los circuitos, se puede dar doble

click en el primer nodo de cada circuito para identificarlo correctamente:



Y así sucesivamente hasta identificar los circuitos de interés.

En algunos casos quedan sobre puestos los circuitos, por lo que se deben identificar

mediante la herramienta de búsqueda explicada anteriormente. En este caso el circuito

HER23L13 se resalta en rojo, por tanto se debe ubicar el primer nodo y con click

sostenido reubicar los circuitos para que sea clara la conexión una vez se inserte una

subestación.

Organizando los circuitos, se tiene:

Se procede a insertar una subestación.



Se crea un acople (tramo de línea) para unir los circuitos al barraje de la

subestación:

Al dar click sobre la subestación (conectando el acople) se puede elegir el nodo al cual

conectar el circuito:

Nuevamente se pulsa doble click sobre la subestación y se observa el circuito conectado

a la barra.



Una vez se una el primer circuito a la barra de la subestación configurar los

parámetros del acople:

Dado que el acople es un tramo ficticio, se ingresa una longitud en Km muy pequeña

para no alterar las simulaciones.

Seleccionar en la opción “Type”

Y configurar de la siguiente manera en la pestaña “Basic Data” y pulsar “OK”:



Conectar los demás circuitos y asignarle los mismos parámetros del acople

creado. No se digitan nuevamente los paramentos del acople; se conecta el

segundo circuito con la subestación y al seleccionar el tramo realizar lo siguiente:

Nota: Tener presente modificar la longitud de todos los acoples utilizados por 0.00001 Km

o valor inferior:

Agregar una “External Grid” a la subestación (fuente de alimentación de la barra)

Parametrizar los datos de la barra y la “External Grid” con el nivel de tensión adecuado

(13.2 kV en este caso)

Configuración de la barra:

Configuración del nombre de la “External Grid”:



3.5. Asignación de “Feeder”

Asignar “Feeder”, es decir colores diferentes a los alimentadores para identificar con

claridad los circuitos en la pantalla principal. Click derecho sobre el primer alimentador:

Seleccionar un color y pulsar “OK”. Realizar igual procedimiento para los demás circuitos.

Para visualizar los circuitos con los colores asignados seleccionar:



Al cambiar a la hoja donde se encuentra la topología de los circuitos se visualizaran con

los colores seleccionados:

Si se requieren cambiar los colores de los “feeder” asignados se realiza el siguiente

procedimiento:

Así se observan todos los colores asignados a los diferentes circuitos:

Pulsando doble click sobre los recuadros de cada color puede elegir un nuevo color.

Una vez se creen todas la subestaciones tendrá un proyecto con la topología de los

circuitos y cada una de las subestaciones del caso de análisis:



Para el ejemplo se importaron todos los circuitos de 13.2 kV de las subestaciones

Hermosa, Rosa y Bosques de la Acuarela; de las subestaciones Ínsula y Chinchiná se

importaron únicamente los circuitos que tienen interconexión con la subestación

Hermosa, caso a ser analizado en este ejemplo; es una decisión que toma el analista

previo a la importación de los datos a Digsilent.

3.6. Visualizar parámetros simulados

Cuando se simula un flujo de carga, Digsilent por defecto muestra los resultados de

algunos parámetros, pero es posible que para el análisis que se quiera realizar sea

indispensable visualizar los valores simulados de otras variables, para esto se debe

ubicar cualquiera de los recuadros de visualización de resultados, pulsar click derecho y

seleccionar la siguiente opción:

Las variables que están configuradas en este ejemplo son:

Para cambiarlas, se pulsa doble click por ejemplo en la última variable y se seleccionan o

retiran las variables que se deseen observar o retirar según el interés del analista.



3.7. Crear un escenario operativo

Hasta este punto se tienen las condiciones típicas de la topología del sistema, es decir,

con los circuitos alimentados desde sus respectivas subestaciones, las secciones

normalmente abiertas y las normalmente cerradas en su estado habitual; para realizar

cualquier cambio de topología, entendida como cambio de estado operativo de un equipo

(seccionador, reconectador, interruptor, etc) se sugieren crear diferentes escenarios

operativos buscando tener un proyecto ordenado y no alterar la topología habitual.

Para este, ubicar la opción “Operation Scenarios” y pulsar c lick derecho para crear uno

nuevo

Asignar un nombre al escenario operativo y pulsar”OK”:

Verificar en la pantalla inicial, si efectivamente quedó creado el escenario operativo:

Desactivar el proyecto general y activar el escenario operativo creado para realizar los

cambios en la topología, de acuerdo con las posibles interconexiones que se tengan

identificadas.



3.8. Abrir o cerrar elementos

A partir de este momento, todos los cambios que se realicen en la topología quedan

guardados en el escenario operativo y no en el proyecto general. Si se requiere por

ejemplo cerrar un seccionador o reconectador que se encuentre normalmente abierto o

viceversa, se debe realizar un filtro de la siguiente manera para ubicar el equipo al cual

se le realizará la maniobra:

Reconectador cerrado:

También se puede cambiar el estado abierto o cerrado, pulsando doble click sobre el

nombre del equipo o el símbolo:



3.9. Verificar capacidad de conductores

Es importante verificar que los conductores de los circuitos no se sobrecarguen al

trasladar la carga de uno o más circuitos de una subestación a otra. Para esto en

Digsilent se programan alertas, que se activan al simular flujos de carga. Básicamente la

alerta se programa resaltando en colores rojos o anaranjados los tramos de red que

perciben en la simulación una corriente mayor a la capacidad del conductor. Los tramos

que se resaltan en color naranja indican que la corriente que se presenta está entre el 80

y 100% de la capacidad del conductor, es decir, muestra una alerta al analista indicando

que el límite del conductor está cerca de su capacidad; el color rojo indica que se supera

el 100% de capacidad. Estos porcentajes y colores los ajusta el analista, en este ejemplo

se programan como se indicó anteriormente de la siguiente manera:

En la siguiente imagen se observa la alerta de sobrecarga del conductor resaltado en

color naranja.



Al contrastar el valor de corriente que se presenta al realizar la simulación y la capacidad

del conductor se observa:

Doble click sobre el conductor resaltado en color naranja

En este caso se observa bajo la simulación una corriente en la fase B de 0.258 kA y en

en la imagen anterior se observa que la capacidad del conductor en de 0.28 kA, por tanto

se la alerta es válida, pues indica que los 0.258 kA corresponde aproximadamente al

92.14%, considerando el 100% como 0.28 kA, es decir la capacidad nominal del

conductor.

Otra forma de verificar esta variable, consiste en programar en el recuadro resumen de

resultados, la variable que nos muestre el porcentaje de carga así:



3.10. Verificar perfiles de tensión

Cuando se simula un flujo de carga, es importante validar que la regulación de tensión

se encuentre dentro de los límites permitidos (+/- 10% Vnominal). Se busca validar que los

usuarios más alejados de la subestación no perciban tensiones inferiores a 0.9 p.u.

Una vez se simule un flujo de carga de acuerdo a las condiciones de topología que se

requieran ubicar en la subestación que está alimentando la carga de los circuitos que se

interconecten debido a una contingencia o actividad programada que lleve a

desenergizar un transformador 33/13.2 kV de una subestación, pulsar click derecho

sobre el circuito que está efectuada la interconexión y seleccionar las siguientes

opciones para obtener el gráfico con el perfil de tensión:

Nota: en este caso la tensión de barra es 13.2 kV (1 p.u. en las siguientes gráficas)



Para cambiar los colores asignados por defecto pulsar doble click sobre cualquier parte

de la gráfica y seleccionar los colores deseados de cada fase (A, B y C)

Se debe prestar atención en el valor de tensión en p.u de los nodos más lejanos para

verificar que no estén por debajo de 0.9 p.u., de lo contario se deben identificar posibles

secciones para abrir y deslastrar carga, simular nuevamente un flujo de carga y verificar

si desenergizando parte del circuito se mejoran los perfiles de tensión para el resto de

usuarios

Así se puede visualizar el valor en p.u y la distancia en km respecto a la subestación

donde se encuentra el nodo con mayor caída de tensión (no necesariamente el más

lejano).

Si se pulsa doble click sobre el nodo, se identifica su codificación para ubicarlo mediante

la opción “Mark in Graphic” en el circuito respectivo.

3.11. Verificar grupo ajuste de reconectadores

Los reconectadores de CHEC generalmente se programan con uno o dos grupos de

ajuste según la corriente máxima que puedan percibir antes de efectuar una apertura de

acuerdo a la coordinación de protecciones que realiza el equipo de trabajo de ingeniería

de la operación. Al realizar una interconexión, es importante validar la corriente máxima

que pueda llegar a percibir el reconectador que se esté utilizando para interconectar dos



circuitos, e identificar si se requiere cambiar de grupo de ajuste o si es el caso, solicitar

con anterioridad al equipo de trabajo responsable, realizar los ajustes requeridos para

evitar disparos indeseados de los reconectadores y afectar el servicio a los usuarios. En

CHEC algunos circuitos también tienen instalados reconectadores de cúmulos para

deslastrar carga en algún momento dado, por tanto si se tiene un circuito interconectado

con otro y alguno de éstos tiene ubicado un reconectador de cúmulos sobre su troncal

principal, también se deben validar los valores de corriente que tiene como ajustes e

identificar bajo simulación los valores de corriente máxima para efectuar los cambios si

es necesario.

3.12. Identificación de usuarios y curvas de carga típicas

Se requiere realizar una clasificación de los usuarios por circuito de acuerdo a la

cantidad y tipo de usuarios; para realizar esta identificación se tiene predefinida una

consulta, para lo cual se debe acceder al SqlDbx con el usuario y contraseña asignados,

teniendo presente seleccionar la opción “REDES” en el campo “Server”:

Las consultas predefinidas se tienen en un archivo con formato txt; si es la primera vez

que va a realizar las consultas debe almacenar en su equipo las consultas predefinidas

que se tienen los ingenieros de operación y proceder a abrir dicho archivo de la siguiente

manera:

Ubicar la ruta donde se tenga guardado el archivo y abrirlo:

De esta manera se abren las consultas:



Si las consultas ya han sido utilizadas con anterioridad, la forma abreviada de acceder a

ellas una vez que se ha ingresado al SqlDbx es la siguiente:

En la consulta denominada “CLIENTES”, digitar los códigos de los circuitos de los cuales

se requiere conocer la cantidad de usuarios asociados:

Se selecciona con el cursor las líneas de la consulta “CLIENTES” y se pulsa el botón

“Execute” para ejecutar la consulta, la cual se tarda determinado tiempo según la

cantidad de circuitos incluidos en la consulta:

La información se obtiene en la parte inferior de la pantalla principal:

La consulta que se utiliza es la siguiente:

--0-0-0-0-0-0- CLIENTES --0-0-0-0-0-0-

SELECT

CODE,CUSTCODE,CUSTNAME,CUSTTYPE,STATE,FPARENT,TPARENT,DEALER,KWH,KWH1,KWH2,KWH3,KWH4,K

WH5,

(CASE

WHEN CUSTTYPE IN('RS1','RS2','RS3','RS4','RS5','RS6') THEN 'RESIDENCIAL'

WHEN CUSTTYPE IN('GC2','GC1','GC6','CR2','CR6') THEN 'COMERCIAL'

WHEN CUSTTYPE IN('GI6','ID6') THEN 'INDUSTRIAL'

WHEN CUSTTYPE IN('AP6','NC') THEN 'ALUMBRADO'



WHEN CUSTTYPE IN('OF6') THEN 'OFICIAL'

ELSE 'OTROS'

END) AS TIPO

FROM CUSTMETR

WHERE STATE NOT IN (-1,3,7,12,13,14,15) AND CICLE NOT IN(10,98) AND custtype NOT

IN('MacroMedidor','Y16','AP6','NC')

AND fparent IN('HER23L12','HER23L13','HER23L14','HER23L15','HER23L16')

--AND SUBSTR(fparent,1,6) IN('ENE23L')

--AND upper(custname) like'%BANCO%'

--AND CODE IN(271166149,270640675)

--AND DEALER='EECUNDINA'

ORDER BY CUSTTYPE

La información generada una vez se ejecuta la consulta se copia y pega en un archivo

Excel para proceder con la elaboración de una tabla dinámica y conocer así la cantidad

de usuarios por circuito consultado y su consumo respectivo.

Formulación columna O: Consumo promedio usuarios

=REDONDEAR(SI(ESERROR(PROMEDIO(I2:N2)),,PROMEDIO(I2:N2)),0)/1000

Formulación columna P: Código Subestación

=EXTRAE(F2,1,3)

Formulación columna Q: Nivel de tensión

=EXTRAE(F2,4,2)

Equivalencias niveles de tensión: 23 = 13,2 kV y 30 = 33 kV

Se crea tabla dinámica de la siguiente manera:

Finalmente se sugiere trasladar manualmente la siguiente información a la siguiente tabla

para presentar de manera clara y ordenada la información:

Finalmente, en la siguiente tabla se presenta la tabla sugerida para presentar dicha

clasificación de consumo y cantidad de usuarios por circuito:



Tabla 18: Ejemplo clasificación de usuarios por circuito

TIPO DE CARGA

CIRCUITO

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OFICIAL OTROS TOTAL

HER23L12

Cantidad 5155 813 8 16 36 6028

MWh - mes 682.9 354.1 32.4 19.6 37.8 1126.8

HER23L13

Cantidad 2827 578 2 16 17 3440

MWh - mes 322.3 231.7 3.3 10.7 24.9 592.9

HER23L14

Cantidad 7902 240 13 9 33 8197

MWh - mes 917.4 186.0 29.0 13.4 45.4 1191.1

HER23L15

Cantidad 6019 204 5 9 13 6250

MWh - mes 626.4 97.4 46.4 0.8 28.3 799.2

HER23L16

Cantidad 1727 61 7 19 15 1829

MWh - mes 336.5 97.0 13.1 8.0 7.8 462.5

Cantidad Usuarios 23630 1896 35 69 114 25744

MWh - mes 2886 966 124 52 144 4173

Esta clasificación toma importancia, en los casos donde no es viable trasladar la totalidad

de carga de un circuito a otra subestación bien sea por regulación de tensión o capacidad

de conductores y se requiera tomar la decisión de suministrar energía únicamente a parte

de un circuito; teniendo claro las cargas involucradas, es posible dar prioridad a cargas

especiales como por ejemplo hospitales, grandes industrias o entidades oficiales.

La identificación de las curvas típicas de carga de las subestaciones involucradas con la

información de consumos históricos en un análisis de interconexión, así como la

discriminación de las curvas según los tipos de circuito, tipos de días (laborales, sábados,

domingos) donde se identifiquen el valor de máxima potencia en un periodo dado,

permite conoce mejor las características de la carga de los usuarios que se busca

trasladar a otras subestaciones ante una contingencia o mantenimiento programado así

como corroborar los valores obtenidos en las simulaciones con el ánimo de obtener

mayor grado de certeza de la simulación respecto a la realidad.

A continuación se muestran ejemplos de presentación de la información de las curvas

típicas de carga; los datos de consumo histórico se obtienen de la base de datos SICUEX

de CHEC, para esto se debe:

Acceder al SqlDbx a la base de datos SICUEX con el usuario y contraseña asignados y

buscar las consultas predefinidas de SICUEX si se tienen:

En el ejemplo de la imagen superior se están consultando las medidas de corriente,

tensión, potencia activa y potencia reactiva de circuitos 33 kV de la subestación Regivit,

específicamente el mes 08, día 17; cambiando los campos de mes y día se puede

cambiar el periodo de consulta de información según se requiera; para el tipo de análisis

que se busca realizar en este trabajo, se sugiere como mínimo tomar un horizonte de 6

meses.

La consulta que se utiliza es la siguiente:

---0--0--0-- MEDIDAS X CIRCUITO---0--0--0--

SELECT T1.PRO_CIRCUITO,T1.PRO_FECHA,

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 51 AND T1.PRO_FASE='A' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "IA",

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 51 AND T1.PRO_FASE='B' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "IB",

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 51 AND T1.PRO_FASE='C' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "IC",

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 52 AND T1.PRO_FASE='A' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "VA",



MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 52 AND T1.PRO_FASE='B' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "VB",

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 52 AND T1.PRO_FASE='C' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "VC",

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 53 AND T1.PRO_FASE='A' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "P",

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 54 AND T1.PRO_FASE='A' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "Q",

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 57 THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "EAe",

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 58 THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "ERe",

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 59 THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "EAi",

MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 60 THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "ERi"

FROM SICUEPRO_15 T1

WHERE

T1.PRO_MES>=8

AND T1.PRO_DIA=17

--AND T1.PRO_HORA IN(16)

AND T1.PRO_CIRCUITO IN

('REG30T18','REG40T21','REG30L22','REG30L25','REG30L24','REG30L23','REG40L19','REG40L18','REG40L17')

--AND SUBSTR(T1.PRO_CIRCUITO,1,3) IN('IRR')

--AND SUBSTR(PRO_CIRCUITO,4,2) IN('30','23')

--AND SUBSTR(PRO_CIRCUITO,4,2) IN('18','23','30','40','46') AND SUBSTR(PRO_CIRCUITO,6,1)

IN('A','B','L','T','M','C','G')

--AND T1.PRO_FASE IN('A','B','C')

--AND T1.PRO_ESTADO=0

GROUP BY T1.PRO_CIRCUITO,T1.PRO_FECHA

ORDER BY T1.PRO_CIRCUITO,T1.PRO_FECHA

La información obtenida con esta consulta se lleva a un archivo de Excel para generar las

curvas típicas de carga de cada subestación y circuito analizado.

Formulación columna O: Año

=+AÑO(B2)

Formulación columna P: Mes

=+MES(B2)

Formulación columna Q: Día

=+DIA(B2)

Formulación columna R: Día de la semana

=+DIASEM(B2)

Formulación columna S: Hora

=+HORA(B2)

Formulación columna T: Minuto

=+MINUTO(B2)

Formulación columna U: Nivel de tensión

=+EXTRAE(A2,4,2)

Formulación columna V: Tipo bahía (L: línea T: Transformador)

=+EXTRAE(A2,4,3)

Formulación columna W: Tensión a partir de tensión medida

=+SI(PROMEDIO(F2:H2)>1000,PROMEDIO(F2:H2)/1000,PROMEDIO(F2:H2))

Formulación columna X: Tensión a partir de columna W



=+SI(U2="23",SI(W2>10.4,W2,W2*RAIZ(3)),SI(U2="30",SI(W2>26,W2,W2*RAIZ(3)),SI(U

2="40",SI(W2>90,W2,W2*RAIZ(3)),"NA")))

Formulación columna Y: Potencia aparente calculada a partir de corrientes

=REDONDEAR((C2+D2+E2)*SI(U2="23",13.2,SI(U2="30",33,SI(U2="40",115,0)))/(RAIZ(

3)*1000),2)

Formulación columna Z: Potencia aparente calculada a partir de P y Q

=+REDONDEAR.MENOS(RAIZ(I2 2̂+J2 2̂),2)

Formulación columna AA: Energía a partir de P

=+I2/4

Formulación columna AB: Energía a partir de Scalculada (columna Y)

=0.9*Y2/4

Formulación columna AC: Filtro base.

SI o NO según si se decide incluir la medida de un circuito no en el análisis

Formulación columna AD: redondeo de la potencia activa P (columna I)

=REDONDEAR(I2,0)

Se presentan a continuación curvas típicas ejemplo de un análisis realizado:

Figura 34: Curvas de carga Valor promedio - Sub. La Hermosa 13.2 kV

Figura 35: Curvas de carga Valor máximo - Sub. La Hermosa 13.2 kV

Las dos figuras anteriores corresponden a la sumatoria de la potencia promedio y

máxima respectivamente de cada uno de los circuitos nivel 13,2 kV asociados a la

subestación la Hermosa, clasificado por día laboral, día sábado y día domingo y festivos;

Es importante tener la clasificación de curvas dependiendo el tipo de día (laboral,

sábado, domingos y festivos), dado que el comportamiento del consumo de los usuarios

difiere según el tipo de día, así en un caso puede que no sea posible trasladar toda la

carga de una subestación a otra en una hora o día determinado, pero si lo sea un

domingo o festivo, donde el consumo puede ser menor.

A continuación se relacionan las curvas de carga promedio de cada uno de los circuitos

de 13.2 kV de la subestación La Hermosa según el tipo de día:

Figura 36: Curva de carga día laboral por tipo de circuito



Figura 37: Curva de carga día Sábado por tipo de circuito

Figura 38: Curva de carga día Domingo por tipo de circuito

Al graficar el comportamiento de cada uno de los circuitos, el analista tiene claridad de

cuál es el valor de potencia en MW que se puede trasladar a otra subestación cuando se

interconectan circuitos. De acuerdo la Figura 34 se puede observar que en periodos de

máxima demanda (P19, P20) y en caso de requerir trasladar todo la carga de los circuitos

nivel 13.2 kV de la subestación la Hermosa, se transfieren en valor promedio

aproximadamente 8 MW para un día laboral; el mismo análisis puede realizare en las

figuras Figura 36, Figura 37 y Figura 38 discriminado por circuitos.

Se debe realizar el mismo procedimiento de graficar las curvas típicas de los circuitos de

las subestaciones a las cuales se les trasladará la carga de los circuitos de la

subestación que se encuentre con el transformador 33/13,2 kV indisponible, bien sea por

una contingencia o por un trabajo programado, esto con el fin de validar la cargabilidad

del transformador que asume la nueva carga así como la capacidad de los conductores

que toman dicha carga y el nivel de tensión que perciben os usuarios más alejados.

Capítulo 4 – Caso práctico Subestación La Hermosa

A continuación se presentan el caso de simulación de la subestación La Hermosa, según

el procedimiento descrito en el capítulo anterior.

4.1. Estudio de suplencias de carga ante

indisponibilidad del transformador 33/13.2 kV de la subestación La Hermosa

4.1.1. Objetivo

Mostrar las alternativas de energización de los circuitos asociados a la subestación La

Hermosa ante indisponibilidad del transformador 33/13.2 kV.

Las alternativas se consideran aprovechando los enlaces de interconexión existentes con

activos de nivel de tensión 2.

4.1.2. Alcance

Se realizará el análisis de flujos de carga desbalanceados, cargabilidad de conductores y

perfiles de tensión de los circuitos 13.2 kV interconectados en escenarios de máxima

demanda.

4.1.3. Características de la red de distribución

La subestación La Hermosa a través de los circuitos de nivel de tensión 2 brinda el

suministro de energía a 25744 usuarios que consumen 4173 MWh mes, con una

potencia máxima de 10.07 MW.



A continuación se presenta una clasificación de los usuarios de cada uno de los circuitos

nivel 13,2 kV asociados a la subestación La Hermosa; esta clasificación toma relevancia

a la hora de determinar la carga a desconectar en los casos donde al realizar

interconexiones se presenten inadecuados perfiles de tensión o se sobrepasen los límites

de cargabilidad de conductores y/o transformadores.

Tabla 19: Tipo de carga por circuito

TIPO DE CARGA

CIRCUITO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OFICIAL OTROS TOTAL

HER23L12 Cantidad 5155 813 8 16 36 6028

MWh - mes

682.9 354.1 32.4 19.6 37.8 1126.8

HER23L13 Cantidad 2827 578 2 16 17 3440

MWh - mes

322.3 231.7 3.3 10.7 24.9 592.9

HER23L14 Cantidad 7902 240 13 9 33 8197

MWh - mes

917.4 186.0 29.0 13.4 45.4 1191.1

HER23L15 Cantidad 6019 204 5 9 13 6250

MWh - mes

626.4 97.4 46.4 0.8 28.3 799.2

HER23L16 Cantidad 1727 61 7 19 15 1829

MWh - mes

336.5 97.0 13.1 8.0 7.8 462.5

Cantidad Usuarios 23630 1896 35 69 114 25744

MWh - mes 2886 966 124 52 144 4173

En subestación La Hermosa se cuenta con un transformador de potencia 33/13.2 kV que

puede suministrar 12 MVA sin refrigeración forzada y hasta 20 MVA con refrigeración

forzada.

A continuación se presentan los circuitos nivel 13.2 kV de la subestación La Hermosa, los

cuales pueden verse afectados en caso de des-energizar el transformador 33/13.2kV de

esta subestación, por tanto es clave identificar las posibles interconexiones que tengan

dichos circuitos con circuitos de otras subestaciones, buscando afectar la menor cantidad

de usuarios posible:

Figura 39: Circuitos 13,2 kV subestación La Hermosa

En la Figura 40 y la Figura 41 se presentan las interconexiones que se tienen mediante

reconectadores operados desde centro de control, los cuales permiten interconectar

circuitos 13.2 kV de la subestación La Hermosa con circuitos 13.2kV de las

subestaciones Ínsula, Chinchiná, Bosques de la Acuarela y La Rosa.

En la Figura 40 se observa que el circutio Colmenas (HER23L16) puede interconectarse

con el circuito el Trebol (INS23L13) por medio del reconectador HER6INS3; este circuito

también tiene posibilidad de inteconexión con el circuito Campoalegre (CHA23L16) por

medio del reconectador CHA6HER6.

Figura 40: Interconexiones con subestación Ínsula y Chinchiná

En la Figura 41 se observa que el circutio Boquerón (HER23L14) puede interconectarse

con el circuito Acuarela (BQE23L12) por medio del reconectador BQE2HER4; este

circuito también tiene posibilidad de inteconexión con el circuito Capilla (ROS23L14) por

medio del reconectador HER4ROS4.



Figura 41: Interconexiones con subestación Bosques de la Acuarela y Rosa

Adicionalemte se presenta a continuación los reconectadores de cúmulos que pueden

ser accionados desde centro de control y que pueden ser utilizados con el propósito de

deslastrar carga en caso dado que no sea posible alimentar toda la carga de los usuarios

de la subestación la Hermosa cuando el transformador 33/13.2 kV se encuentre

indisponible por mantenimiento programado o por eventos no programados. En este caso

se tiene un reconectador de cúmulos en el circuito Araucarias (HER23L12) con código

HER232R1 y se tienen dos reconectadores de cúmulos en el circuito Colmenas

(HER23L16), con códigos HER236R1 y HER236R2.

Figura 42: Reconectadores de cúmulos subestación La Hermosa

En la siguiente figura se muestra la topología de los circuitos y subestaciones que son

objeto de análisis de este informe con el propósito de buscar la mejor alternativa para

transferir la carga de la subestación La Hermosa hacia subestaciones aledañas. Se

visualiza la configuración normal que deben presentar las subestaciones La Rosa, Ínsula,

Chinchiná, La Hermosa y Bosques de la Acuarela. Y se muestra el porcentaje de carga

que presenta cada una de las subestaciones que son objeto del estudio (sin transferencia

de carga):

Figura 43: Topología zona intervenida

Tabla 20: Cargabilidad transformadores condiciones normales operación

SUBESTACIÓN CAPACIDAD [MVA]

% Cargabilidad trafos - Inicial

La Hermosa 20 47.25 La Rosa 30 64.13 Bosques de la Acuarela

20 10.80

Ínsula 6 20.17 Chinchiná 20 38.10



A continuación se presentan las curvas de carga típicas generadas a través de los

registros de potencia consignados en la base de datos de SICUEX de los circuitos de

interés en este caso de análisis (año 2015).

Figura 44: Curvas de carga Valor promedio - Sub. La Hermosa 13.2 kV

Figura 45: Curvas de carga Valor máximo - Sub. La Hermosa 13.2 kV

Figura 46: Curvas de carga Valor promedio CHA23L13

Figura 47: Curvas de carga Valor promedio INS23L13



Figura 48: Curvas de carga Valor promedio ROS23L14

Figura 49: Curvas de carga Valor promedio BQE23L12

A continuación se relacionan las curvas de carga promedio de cada uno de los circuitos

de 13.2 kV de la subestación La Hermosa según el tipo de día:

Figura 50: Curva de carga día laboral

Figura 51: Curva de carga día Sábado



Figura 52: Curva de carga día Domingo

A continuación se presentan las secciones, tramos de línea o reconectadores que

permiten el traslado de carga entre circuitos de la misma subestación La Hermosa:

Figura 53: Posibles transferencias de carga

Los circuitos asociados a la subestación La Hermosa que presentan interconexiones

directas mediante reconectadores con circuitos de otras subestaciones, se resumen a

continuación:

Figura 54: Interconexiones con circuitos de diferentes subestaciones

4.1.4. Caso de simulación 1

Se energiza la barra 13.2 kV en subestación La Hermosa, a través del circuito HER23L14

Boquerón el cual se interconecta con el circuito BQE23L12 Acuarela utilizando el

reconectador de interconexión BQE2HER4; posteriormente se abre sección D24002 para

interconectar una parte del circuito HER23L16 Colmenas con CHA23L16 Campoalegre

mediante el reconectador CHA6HER6 y la otra parte de HER23L16 con INS23L13 El

Trébol mediante el reconectador HER6INS3. Se cierran los interruptores generales de los

circuitos HER23L12 Araucarias, HER23L13 Termales y HER23L15 Hospital para

energizarlos tomando tensión de la barra 13.2 kV de la subestación Hermosa,

obteniéndose los siguientes resultados:

Tabla 21: Interconexiones directas con otras subestaciones caso 1

CIRCUITO INTERCONECTA CON INTERRUPTOR CONTROL NOTA

HER23L14 BQE23L12 BQE2HER4 Remoto Alimenta barra 13.2 kV SE Hermosa

HER23L16 CHA23L16 CHA6HER6 Remoto Abrir localmente D24002

HER23L16 INS23L13 HER6INS3 Remoto Abrir localmente D24002

La topología bajo las interconexiones indicadas anteriormente queda de la siguiente

manera:



Figura 55: Topología caso de simulación 1

Al realizar los cambios de topología mencionados se observa sobrecarga en los

conductores de hasta 300% sobre la troncal principal desde la subestación Bosques de la

Acuarela hasta la subestación La Hermosa bajo la interconexión del circuito BQE23L12

con HER23L14. En color rojo en la siguiente imagen se resaltan los tramos de red

sobrecargados. Es importante aclarar que en algunos tramos del circuito ROS23L16

Macarena (el cual no se encuentra interconectado con ningún circuito de la subestación

La Hermosa) se presentan tramos de conductores que están cerca de límite de carga

(80% - 100%) o incluso superan el límite; en este caso se encuentran tramos con

cargabilidad de hasta 106% aproximadamente, los cuales corresponden a los tramos

resaltados en rojo de la siguiente imagen. Esta condición indica que bajo condiciones de

demanda máxima y en operación normal del circuito ROS23L16 Macarena, es decir sin

realizar interconexiones, dicho circuito está expuesto a experimentar sobrecarga en sus

conductores

Figura 56: Simulación caso 1 - cargabilidad conductores

Adicionalmente bajo este escenario de simulación se obtienen tensiones por fuera de los

límites permitidos. La caída de tensión más alta alcanza valores de 0.66 p.u.

4.1.4.1. Resultados caso simulación 1

- No es posible trasladar toda la carga de la subestación la Hermosa a través del

circuito BQE23L12 – Acuarela de subestación Bosques de la Acuarela, ya que

dicho circuito experimentaría una cargabilidad de hasta 300% de la capacidad de

sus conductores; sumado a ello las caídas de tensión en colas de circuitos fuera

del límite regulatorio permitido.

- Se realizaron simulaciones contemplando las interconexiones mencionadas en el

caso de simulación 1 pero des energizando el circuito HER23L12 Araucarias o el

circuito HER23L13 Termales o el circuito HER23L15 Hospital y continúa



presentándose tramos con sobrecarga y perfiles de tensión por fuera de los

valores permitidos. Estas simulaciones también se realizaron considerando el

80% del valor de Dmax, y tampoco se obtienen resultados satisfactorios.

- Se realizaron simulaciones des energizando a la vez HER23L13 Termales y

HER23L5 Hospital y abriendo reconectador de cúmulos HER232R1 y aunque la

caída de tensión más alta es de 0.89 p.u (cerca al límite regulatorio), continúa

presentándose tramos con sobrecarga (hasta 112%) sobre la troncal principal

desde la subestación Bosques de la Acuarela hasta la subestación La Hermosa

bajo la interconexión del circuito BQE23L12 con HER23L14.

4.1.5. Caso de simulación 2: al 80% Dmax

Escenario construido al 80% de la carga asumida para el día de máxima demanda

presentada en el año 2015, es decir, si en el periodo 20 se tiene una potencia máxima de

8,69 MW en la subestación La Hermosa, el 80% de dicha potencia equivale a 6,95 MW;

entre los periodos 0 y 7 no se excede dicho valor, por tanto no es un escenario ideal de

simulación para efectuar trabajos programados, pero puede ser una alternativa en caso

de presentarse un evento en la noche y se requiera trasladar la carga de la subestación

la Hermosa hasta el periodo 7.






Trébol mediante el reconectador HER6INS3. Se cierra el interruptor general del circuito

HER23L12 Araucarias tomando tensión de la barra 13.2 kV de la subestación Hermosa,

la cual esta energizada por medio del circuito HER23L14 Boquerón; los circuitos

HER23L13 Termales y HER23L15 Hospital quedan completamente des energizarlos,

obteniéndose los siguientes resultados:






Figura 57: Simulación caso 2 - cargabilidad conductores



Figura 58: Simulación caso 2 - detalle cargabilidad conductores

A continuación se presentan los perfiles de tensión de los circuitos interconectados

conforme a los cambios de topología indicados anteriormente:

Tabla 23: Perfiles de tensión caso simulación 2.

Circuito Perfil de tensión [p.u.]

Observación

CHA23L16 0.952 Permitido INS23L13 0.972 Permitido BQE23L12 0.905 Permitido HER23L12 0.881 No permitido

Figura 59: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre

Se observa en la figura anterior, que al interconectar el circuito HER23L16 con el circuito CHA23L16 por medio del reconectador CHA6HER6, en el punto más distante del circuito HER23L16, es decir a 32,458 kilómetros de la subestación Chinchiná, se obtienen una tensión de 0.952 p.u. la cual está dentro de los valores permitidos regulatoriamente. Los

tres colores mostrados en la figura corresponden a las fases A, B y C de los circuitos.

Figura 60: Perfil de tensión desde circuito INS23L13 – El Trébol



Se observa en la figura anterior, que al inteconectar el circuito HER23L16 con el circuito

INS23L13 por medio del reconectador HER6INS3, en el punto más distante del circuito

HER23L16, es decir a 23,988 kilómetros de la subestación Ínsula, se obtienen una

tensión de 0.972 p.u. la cual está dentro de los valores permitidos regulatoriamente

Figura 61: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela


BQE23L12 por medio del reconectador HER4BQE2, en el punto más distante del circuito

HER23L14, es decir a 0,028 kilómetros de la subestación Bosques de la Acuarela, se

obtienen una tensión de 0.905 p.u. la cual está dentro de los valores permitidos

regulatoriamente.

Dado que el circuito HER23L12 toma tensión de la barra de 13,2 kV de la subestación

Hermosa, la cual es energizada al interconectar el circuito HER23L14 con el circuito

BQE23L12 por medio del reconectador BQE2HER4 se presenta a continuación el perfil

de tensión de dicho circuito.

Figura 62: Perfil de tensión desde circuito HER23L12 – Araucarias

Se observa que la caída de tensión del circuito HER23L12 Araucarias está por debajo del

límite permitido que es 0.9 p.u., por tanto se procede a abrir reconectador de cúmulos de

éste circuito (HER232R1) para alimentar la carga del área rural de este circuito cerrando

la sección D24516 y energizar HER23L12 Araucarias mediante HER23L16 Colmenas.

De esta manera se mejoran los perfiles de tensión, quedando de la siguiente manera y

dentro de los límites regulatorios establecidos:

Tabla 24: Perfiles de tensión caso simulación 2 al 80% Dmax (asumiendo parte de HER23L16 y parte rural de HER23L12 - abierto HER232R1)


Observación

CHA23L16 0.937 Permitido INS23L13 0.972 Permitido BQE23L12 0.914 Permitido HER23L12 0.900 Permitido

A continuación los cambios en los perfiles de tensión luego de realizar los cambios

mencionados:



Figura 63: Perfil de tensión desde circuito HER23L12 – Araucarias (abierto HER232R1)

Figura 64: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre (asumiendo parte de

HER23L16 y parte rural de HER23L12 -abierto HER232R1)

Al abrir el reconectador de cúmulos HER232R1se observa que la cargabilidad en los

conductores a la salida de la subestación Bosques de la Acuarela pasa de 94.4% a

87,6%

Figura 65: Simulación caso 2 - detalle cargabilidad conductores (HER232R1 abierto)

Adicionalmente al abrir dicho reconectador de cúmulos, se mejora la caída de tensión

vista desde BQE23L12 Acuarela de 0.905 p.u. a 0.914 p.u.:



Figura 66: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela (abierto HER232R1)

La cargabilidad de los transformadores, realizando los cambios de topología

mencionados donde se obtienen perfiles de tensión adecuados queda de la siguiente

manera:

Tabla 25: Porcentaje cargabilidad transformadores caso 1 al 80% Dmax

SUBESTACIÓN CAPACIDAD [MVA]

% Cargabilidad trafos – Caso simulación 1 al

80% Dmax

La Hermosa 20 47.25 La Rosa 30 64.13 Bosques de la Acuarela

20 10.80

Ínsula 6 20.17 Chinchiná 20 38.10

4.1.5.1. Resultados caso simulación 2: al 80% Dmax:

- Es posible trasladar la carga de los circuitos HER23L12 Araucarias, HER23L14

Boquerón y HER23L16 Colmenas de la subestación la Hermosa energizando la

barra de 13,2 de dicha subestación a través del CIRCUITO HER23L14 Boquerón

y el circuito BQE23L12 – Acuarela de subestación Bosques de la Acuarela

mediante el reconectador BQE2HER4, obteniéndose perfiles de tensión

adecuados.

- No es posible alimentar la carga de los circuitos HER23L13 Termales y HER23l15

Hospital.

- Dado que las simulaciones realizadas corresponden al 80% de la carga asumida

para el día de máxima demanda presentada en el año 2015, se recomienda no

realizar los cambios de topología mencionados entre los periodos 8 y 22, es decir,

únicamente se pueden realizar estas transferencias entre los periodos 23 y 7.



Boquerón el cual se interconecta con el circuito ROS23L14 Capilla utilizando el

reconectador de interconexión HER4ROS4; posteriormente se abre sección D24002 para



Trébol mediante el reconectador HER6INS3. Se cierran los interruptores generales de los

circuitos HER23L12 Araucarias, HER23L13 Termales y HER23L15 Hospital para

energizarlos tomando tensión de la barra 13.2 kV de la subestación Hermosa.



HER23L14 ROS23L14 HER4ROS4 Remoto Alimenta barra 13.2 kV SE Hermosa




manera:




Al realizar la simulación de flujo de carga desbalanceado, no converge la simulación, lo

que nos indica que no se logran obtener resultados satisfactorios.

Se realizan variaciones al caso de simulación pero des energizando el circuito HER23L12

Araucarias o el circuito HER23L13 Termales o el circuito HER23L15 Hospital y continúa

presentándose tramos con sobrecarga y perfiles de tensión por fuera de los valores

permitidos.

Se realizaron simulaciones des energizando a la vez HER23L13 Termales y HER23L5

Hospital y abriendo reconectador de cúmulos HER232R1, continúa presentándose

tramos con sobrecarga sobre la troncal principal desde la subestación La Rosa hasta la

subestación La Hermosa bajo la interconexión del circuito Ros23L14 con HER23L14.

4.1.6.1. Resultados caso simulación 3:

- No es posible trasladar toda la carga de la subestación la Hermosa a través del

circuito ROS23L14 – Capilla de subestación La Rosa.







Trébol mediante el reconectador HER6INS3. Se cierra interruptor general del circuito

HER23L13 Termales para energizar este circuito tomando tensión de la barra 13.2 kV de

la subestación Hermosa. Adicionalmente se cierra sección D24516 para energizar

HER23L12 Araucarias mediante HER23L16 Colmenas. Al energizar la totalidad del

circuito HER23L12, los perfiles de tensión están por fuera del límite regulatorio (ver caso

de simulación 1, numeral 4.1.4), por tanto se debe abrir reconectador de cúmulos

HER232R1 del circuito HER23L12 Araucarias para deslastrar la carga del área urbana

de dicho circuito, obteniéndose los siguientes resultados:

Nota: En este caso de simulación no se energizan HER23L12 Araucarias (desde el interruptor

general hasta el reconectador de cúmulos HER232R1) y la totalidad de HER23L15 Hospital;

aunque se tiene energizada la barra 13.2 kV de la subestación La Hermosa, no se obtienen

resultados satisfactorios cuando se busca alimentar toda la carga de la subestación la Hermosa .

Tabla 27: Interconexiones con otras subestaciones caso 4





HER23L16 HER23L12 D24516 Local Abrir remotamente HER232R1


manera:




No se presenta sobrecarga en los conductores de los circuitos que se encuentran

interconectados ni perfiles de tensión por debajo de límite establecido (+/- 10% de la

tensión nominal). No obstante saliendo de la subestación Bosques de la Acuerela se

presentan unos tramos de red cerca de límite de carga, caso que será mostrado con

mayor detalle más adelante.

Es importante aclarar que en algunos tramos del circuito ROS23L16 Macarena (el cual

no se encuentra interconectado con ningún circuito de la subestación La Hermosa) se

presentan tramos de conductores que estan cerca de límite de carga (80% - 100%) o

incluso superan el límite; en este caso se encuentran tramos con cargabilidad de hasta

106% aproximadamente, los cuales corresponden a los tramos resaltados en rojo de la

siguiente imagen. Esta condición nos indica que bajo condiciones de demanda máxima y

en operación normal del circuito ROS23L16 Macarena, es decir sin realizar

interconexiones, dicho circuito está expuesto a experimentar sobrecarga en sus

conductores.

Figura 69: Cargabilidad de conductores bajo interconexiones caso simulación 4

A continuación se presentan los perfiles de tensión de los circuitos interconectados

conforme a los cambios de topología indicados anteriormente.

Tabla 28: Perfiles de tensión caso simulación 4


Observación

CHA23L16 0.919 Permitido INS23L13 0.964 Permitido BQE23L12 0.919 Permitido HER23L12 0.96 Permitido

Los perfiles de tensión se relacionan a continuación:



Figura 70: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre


INS23L13 por medio del reconectador HER6INS3, en el punto más distante del circuito

HER23L16, es decir a 26,954 kilómetros de la subestación Chinchiná, se obtienen una

tensión de 0.919 p.u. la cual está dentro de los valores permitidos regulatoriamente.

observa en la figura siguiente, que al inteconectar el circuito HER23L14 con el circuito

BQE23L12 por medio del reconectador HER4BQE2, en el punto más distante del circuito

HER23L14, es decir a 23,988 kilómetros de la subestación ínsula, se obtienen una


Figura 71: Perfil de tensión desde circuito INS23L13 – El Trébol

Figura 72: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela



Los tramos cerca a la salida de subestación Bosques de la Acuarela entre los nodos

D10779 y D10154 que se resaltan en color naranja se encuentran cerca del límite de

carga (aproximadamente 83%) bajo la interconexión HER4BQE2; adicional a ello, la


Figura 73: conductor cerca límite carga BQE23L12 caso 4

Figura 74: Perfil de tensión desde circuito HER23L13 – Termales

En la figura anterior se presenta el perfil de tensión de HER23L13, dado que en este

caso de simulación se cierra interruptor general del circuito HER23L13 Termales para

energizarlo tomando tensión de la barra 13.2 kV de la subestación Hermosa; se observa

una tensión de 0.906 p.u. para los usuarios ubicados al final de este circuito.

4.1.7.1. Resultados caso simulación 4

- Es posible trasladar la carga de los circuitos HER23L14 Boquerón y HER23L16

Colmenas de la subestación la Hermosa energizando la barra de 13,2 de dicha

subestación a través de la interconexión del circuito HER23L14 Boquerón y el

circuito BQE23L12 – Acuarela de subestación Bosques de la Acuarela mediante

el reconectador BQE2HER4, obteniéndose perfiles de tensión adecuados.

- No es posible alimentar toda la carga del circuito HER23L12 Araucarias, el cual se

interconecta con el circuito HER23L16 Colmenas cerrando sección D24516, dado

que para mejorar perfiles de tensión se requiere abrir el reconectador de cúmulos

HER232R1, deslastrando carga del área urbana de dicho circuito, es decir, no

queda energizado el circuito HER23L12 Araucarias entre el interruptor general y

el reconectador de cúmulos HER232R1.

- No es posible alimentar la carga de la totalidad del circuito HER23L15 Hospital.

4.1.8. Conclusiones casos de simulación

• En ninguno de los cuatro casos de simulaciones realizadas es posible trasladar la

totalidad de la carga de los circuitos asociados a la subestación la Hermosa.

• El caso en el cual se afecta la menor cantidad de usuarios corresponde al caso de

simulación N° 4.

• Las herramientas de simulación como el Digsilent Power Factory permiten recrear

escenarios de contingencias, las cuales permiten ejecutar acciones en campo con

un mayor grado de certidumbre, puesto que generalmente se recurre a la

memoria del personal experimentado y no se exploran nuevas alternativas de

traslados de carga por el desconocimiento de la capacidad del sistema que se

tiene.

• La metodología mostrada en este trabajo busca identificar previo a una falla real

en un transformador 33/13,2 kV las deficiencias en el sistema eléctrico, bien sea

por cuellos de botellas en tramos de conductores, necesidades de instalación de

equipos adicionales que permitan contar con mayores alternativas de

interconexión de circuitos, desbalance de fases que limitan los traslados de carga,

ajustes en protecciones de equipos, entre otras, por lo que si se socializan de

manera oportuna a las áreas encargadas, se pueden adelantar trabajos como

remodelación de redes, instalación de elementos de corte e interconexión,

balanceo de fases, buscando siempre preparar las redes eléctricas para

contingencias y poder así brindar a los usuarios el mejor servicio posible.



• En los casos de simulación analizados se observa la necesidad de expansión de

la red, mejorando calibres de conductores para evitar sobrecargar conductores y

la instalación de más puntos de interconexión con circuitos aledaños; adicional a

ello, al graficar los perfiles de tensión se observan desbalances de fases que

hacen evidente la necesidad de redistribuir la conexión de los transformadores,

dado que es muy común atender usuarios mediante transformadores monofásicos

dado que representan un menor costo para el constructor tener tramos principales

trifásicos y ramales o derivaciones monofásicas [14]; estos desbalances son más

evidentes en sectores rurales donde se presentan crecimientos sin controles

adecuados que hacen que se sobrecargue una fase más que las otras,

presentando posteriores limitaciones cuando se requieran realizar interconexiones

y se presenten violaciones a la máxima cargabilidad de un conductor.

3. Conclusiones y recomendaciones

Conclusiones

La operación de un sistema eléctrico se puede tornar compleja cuando no se

tienen documentados planes de contingencias de los equipos del mismo, puesto

que hace que la toma de decisiones sea más compleja y deba acudirse a la

experticia del personal o acudir a la memoria si en el pasado ya se han

presentado un tipo de contingencia similar a la tratada en un momento dado.

Se busca que las simulaciones de contigencias realizadas en Digsilent Power

Factory sean lo más ajustada a la realidad, no obstante este acercamiento

depende directamente de la calidad de la información que se tenga en la bases

de datos para no caracterizar de esta manera erróneamente la tipificación de las

curvas típica por circuito.

En caso de sobredimensionar el consumo de los usuarios para efectos de

simulación puede afectar la toma de decisiones, puesto que pueden obtenerse

resultados en los cuales no es posible atender toda la demanda de un

determinado circuito y de tener modelos más ajustados a la realidad si fuera

posible; de manera contraria el tener sub dimensionado el consumo puede llevar

a obtener señales erróneas y poner en peligro el estado de los elementos de la

red puesto que se planifica que los elementos del sistema están en la capacidad

de realizar transferencias de carga, pero en el momento de ejecutar trasladar la

carga, realmente se sobrepasan dichos límites y se afecta su dimensionamiento.



Esta guía paso a paso busca otorgar herramientas a las personas que requieren

iniciar la formulación de un análisis de suplencia de carga ante contingencia de un

transformador 33/13,2 kV de una subestación.

Los análisis que se realicen, como el mostrado en el caso práctico presentado en

este trabajo, permiten tomar decisiones ante indisponibilidad de un transformador

33/13,2 kV de una subestación de CHEC de una manera ágil teniendo como

soporte análisis en herramientas como el Digsilent Power factory.

El desbalance de las fases en los sistemas de distribución constituye uno de los

tantos problemas que presentan las redes de distribución de energía eléctrica.

Estos fenómenos pueden incrementar las pérdidas en los sistemas de

distribución, así como la merma en la calidad del sistema eléctrico, además de

afectar la confiabilidad del mismo [15].

Al realizar simulaciones de casos reales, es posible obtener resultados

importantes para dar señales de expansión de la red a las áreas involucradas de

realizar estas labores, puesto que se busca siempre ante una contingencia o

trabajo programado que genere indisponibilidad a un transformador 33/13.2 kV

poder interconectar en lo posible el 100% de la carga que se puede ver afectada,

por lo que la red eléctrica se debe preparar con más equipos de interconexión

automatizados, balanceo de fases y repotenciación de conductores buscando no

limitar los traslados de carga en casos como los mencionados.

Hoy en día las maniobras de interconexión ante contingencias se ejecutan de

acuerdo a la agilidad del operador que se encuentre en ese momento en turno de

trabajo o al ingeniero de operación que lo apoye, por lo que se hace

indispensable buscar herramientas que ante una contingencia indiquen las

maniobras que se deben ejecutar para interconectar la carga afectada, puesto

que el éxito de esta propuesta radica en la memoria o agilidad del personal que

dirige las maniobras de interconexión, lo que puede conllevar a errores y por ende

poner en riesgo el sistema eléctrico y los usuaris finales.

Recomendaciones

Continuar con las prácticas universitarias para documentar las contingencias de

todos los transformadores 33/13,2 y posteriormente 115/33 kV de CHEC.

Validar la opción de tener un archivo o herramienta que sintetice las conclusiones

o maniobras requeridas si se presenta una indisponibilidad de un transformador

33/13,2 kV sea por un trabajo programado o de emergencia, esto con el fin de

dinamizar la toma de decisiones del personal que opera el sistema, reducir los

tiempos de afectaciones a los usuarios y preservar la estabilidad del sistema

electico.

Cuando se realiza un análisis de contingencia de un transformador 33/13,2 kV con

la metodología indicada en este trabajo, se debe tener presente que su vigencia

es máximo de un (1) año si se tiene conocimiento que las condiciones de

demanda no han tenido cambios significativos, dado que el comportamiento de la

demanda es variable (por ejemplo el ingreso de una industria que pueda

incrementar los valores promedio y máximos de potencia de un circuito dado); por

tanto si se requiere actualizar el modelo en Digsilent Power Factory y obtener

resultados satisfactorios se deben generar nuevamente las curvas de los circuitos

de interés y realizar los análisis respectivos.

Las habilidades, destrezas y conocimiento del personal que opera el sistema es

una clave de éxito para tomar decisiones de manera asertiva.

El caso práctico presentado en el presente trabajo correspondiente a la

simulación de contingencia del transformador 33/3,2 kV de la subestación la

Hermosa es un ejemplo de informe que puede adoptar cualquier persona que

requiera documentar un caso similar; no obstante es potestad de cada persona

que requiera realizar un análisis similar elaborar el informe incluyendo o retirando

numerales a los propuestos en el caso práctico.



A. Anexo: Diagramas unifilares subestaciones 33/13,2 kV

La persona que requiera consultar la versión actualizada de los diagramas unifilares de

CHEC debe solicitarlos al área Gestión Operativa, equipo de trabajo Gestión de

Información Gráfica y Alfa numérica - GIGA.

B. Anexo: Tablas información sistema CHEC

Transformadores nivel 33/13.2 kV de CHEC.

SUBESTACIÓN kVA TENSIÓN (kV) No. FASES MARCA

AGUADAS 5000 33/13.2 3 ABB

ALTA SUIZA 30000 33/13.2 3 ABB

ALTAMAR 6000 33/13.8 3 ABB

ANSERMA 10000 33/13.2 3 ASEA

APIA (fuera de servicio) 6000 33/13.2 3 SIEMENS

ARANZAZU 6000 33/13.2 3 SIEMENS

ARMENIA 12500 33/13.2 3 ABB

BALBOA 6000 33/13.2 3 SIEMENS

BELALCAZAR 3000 33/13.8 3 UNION

BELEN DE UMBRIA 4000 33/13.8 3 SUNTEC

BELLO HORIZONTE 100 33/13.2 3 LANCOR

BOLIVIA 3000 33/13.2 3 ANDINA

BOSQUES DE LA ACUARELA

20000 33/13.8 3 ABB

CAMPESTRE 12500 33/13.2 3 ABB

CHINCHINA 20000 33/13.2 3 ABB

CHIPRE 30000 33/13.2 3 ABB

DORADA NORTE 7700 33/13.2 3 SIEMENS

EL DORADO 3000 33/13.8 3 ABB

EL LLANO 225 33/13.2 3 SUNTEC

ENEA 20000 33/13.2 3 MITSUBISHI

FILADELFIA 3000 33/13.2 3 ABB

FLORENCIA 750 33/13.8 3 SUNTEC

GUARATO 100 33/13.2 3 LANCOR

GUARINOCITO 1000 33/13.2 3 MAGNETRON

INSULA 6000 33/13.8 3 ABB

IRRA 3000 33/13.2 3 MAGNETRON



LA DORADA 20000 33/13.2 3 ABB

LA FELISA 500 33/13.731 3 MAGNETRON

LA HERMOSA 20000 33/13.2 3 ABB

LA MANUELA 3000 33/13.8 3 MAGNETRON

LA MARGARITA 3000 33/13.8 3 ABB

LA MERCED 3000 33/13.8 3 MAGNETRON

LA ROSA 30000 33/13.2 3 ABB

LA VIRGINIA 6000 33/13.8 3 SIEMENS

LAS COLES 500 33/13.8 3 SUNTEC

MANIZALES 14000 33/13.2 3 ASEA

MANZANARES 6000 33/13.2 3 SIEMENS

MARMATO 30000 33/13.2 3 ABB

MARQUETALIA 3000 33/13.2 3 ABB

MARSELLA 6000 33/13.2 3 ABB

MISTRATO 3000 33/13.8 3 SUNTEC

NEIRA 6000 33/13.2 3 SIEMENS

NORCASIA 3000 33/13.8 3 ABB

PACORA 3000 33/13.7 3 MAGNETRON

PENSILVANIA 6000 33/13.8 3 ABB

PERALONSO 30000 33/13.2 3 ABB

PLANTA ESMERALDA 750 33/13.2 3 SIEMENS

PLANTA INSULA 12500 33/13.2 3 ABB

PUEBLO RICO 3000 33/13.8 3 WESTING HOUSE

QUINCHIA 6000 33/13.2 3 SIEMENS

REGIVIT 14000 33/13.2 3 ASEA

RIOSUCIO 7500 33/13.2 3 UNION

RISARALDA 2000 33/13.8 3 SIEMENS

SALAMINA 6000 33/13.8 3 SIEMENS

SAMANA 3000 33/13.8 3 UNION

SAN ANTONIO DEL CHAMI 225 33/13.2 3 MAGNETRON

SANTA CECILIA 315 33/13.8 3 SUNTEC

SANTUARIO 5000 33/13.8 3 ABB

SUPIA 6000 33/13.2 3 UNION

VICTORIA 4000 33/13.2 3 ABB

VILLAMARIA 6000 33/13.2 3 SIEMENS

VITERBO 6000 33/13.2 3 SIEMENS

Bibliografía 161

Transformadores de potencia 115/33 kV de CHEC.

SUBESTACIÓN kVA TENSIÓN (kV)

No. FASES MARCA

ARMENIA 40000 115/33 3 ABB

ENEA 20000 115/33 1 MITSUBISHI



INSULA 40000 115/33 3 ABB

IRRA 13333 115/33 1 SIEMENS



LA DORADA 40000 115/33 3 ABB

LA HERMOSA 6667 115/33 1 MITSUBISHI



LA ROSA 20000 115/33 1 ASEA

LA ROSA 20000 115/33 1 ASEA

LA ROSA 20000 115/33 1 MITSUBISHI

LA ROSA 20000 115/33 1 ASEA



MANIZALES 20000 115/33 1 ABB



MANZANARES 6667 115/33 1 OSAKA



PERALONSO 40000 115/33 3 ABB

PERALONSO 40000 115/33 3 ABB

REGIVIT 20000 115/33 1 ASEA

REGIVIT 20000 115/33 1 MITSUBISHI

REGIVIT 20000 115/33 1 ASEA

RIOSUCIO 40000 115/33 3 ALSTOHM

SALAMINA 40000 115/33 3 ABB

VICTORIA 6667 115/33 1 MITSUBISHI



VITERBO 40000 115/33 3 ABB



Transformadores plantas de generación.

SUBESTACIÓN kVA TENSIÓN

(kV)

No. FASES MARCA

PLANTA ESMERALDA 18000 115/13.8 3 ABB

PLANTA GUACAICA 3000 33/4.16 3 SIEMENS

PLANTA INSULA 14100 33/4.16 3 GEN. ELECTRIC

PLANTA INSULA 9000 33/4.16 3 GEN. ELECTRIC

PLANTA INTERMEDIA 2500 13.8/4.16 3 SIEMENS

PLANTA MUNICIPAL 900 13.8/4.16 1 ASEA



PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 MITSUBISHI






PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 ABB



PLANTA SANCANCIO 3000 13.8/4.16 3 SIEMENS

Subestaciones 115/33/13.2 kV

No

mbre

Localización Tipo Capacidad

Total MVA

Niveles de

Tensión kV

Configuración

de Barrajes

N° Unidades de

Transformación

ARMENIA ARMENIA - QUINDIO Exterior 52.5 115/33/13.2 Bp+T 2

INSULA CHINCHINA - CALDAS Exterior 46 115/33/13.2 Bp+T 2

IRRA NEIRA - CALDAS Exterior 43 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico

LA DORADA DORADA - CALDAS Convencional 60 115/33/13.2 Bp+T 2

LA ENEA MANIZALES - CALDAS Convencional 80 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico

LA HERMOSA SANTA ROSA - RISARALDA

Convencional 40 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico

LA ROSA DOSQUEBRADAS - RISARALDA

Convencional 150 115/33/13.2 Bp+T 6 monofásicos y 1 trifásico

MANIZALES MANIZALES - CALDAS Exterior 74 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico

Bibliografía 163

MANZANARES MANZANARES - CALDAS Exterior 26 115/33/13.2 Bs 3 monofásicos y 1 trifásico

PERALONSO MANIZALES - CALDAS Exterior 110 115/33/13.2 Bp+T 3

REGIVIT ARMENIA - QUINDIO Convencional 74 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico

RIOSUCIO RIOSUCIO - CALDAS Exterior 47.5 115/33/13.2 Sby 3 monofásicos y 2 trifásicos

SALAMINA SALAMINA - CALDAS Exterior 46 115/33/13.2 Sby o Bs? 2

VICTORIA VICTORIA - CALDAS Convencional 24 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico

VITERBO VITERBO - CALDAS Exterior 46 115/33/13.2 Sby o Bs? 2

Subestaciones 33/13.2 kV.

Nombre Localización Tipo Capacidad

Total MVA

Niveles de

Tensión kV

Configuración

de Barrajes

N° Unidades de

Transformación

AGUADAS AGUADAS - CALDAS Exterior 5 33/13.2 Bs 1

ALTAMAR PALESTINA - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1

ALTASUIZA MANIZALES - CALDAS Exterior 30 33/13.2 Bs 1

ANSERMA ANSERMA - CALDAS Exterior 10 33/13.2 Bs 1

APIA (fuera de servicio desde 09.12.2010)

APIA - RISARALDA Exterior 6 33/13.2 Bs 1

ARANZAZU ARANZAZU - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1

BALBOA BALBOA - RISARALDA Exterior 6 33/13.2 Bs 1

BELALCAZAR BELALCAZAR - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1

BELEN DE UMBRIA BELEN DE U. - RISARALDA

Exterior 4 33/13.2 Bs 1

BELLO HORIZONTE LA DORADA - CALDAS Exterior 0.1 33/13.2 Bs 1

BOLIVIA BOLIVIA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1

BOSQUES DE LA ACUARELA

DOSQUEBRADAS - RISARALDA


CAMPESTRE DOSQUEBRADAS - RISARALDA

Exterior 12.5 33/13.2 Bs 1

CHINCHINA CHINCHINA - CALDAS Exterior 20 33/13.2 Sby 1

CHIPRE MANIZALES - CALDAS Exterior 30 33/13.2 Bs 1

DORADA NORTE DORADA - CALDAS Exterior 7.7 33/13.2 Bs 1

EL DORADO MARMATO - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1

EL LLANO VICTORIA - CALDAS Exterior 0.225 33/13.2 Bs 1

FILADELFIA FILADELFIA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1

FLORENCIA SAMANA - CALDAS Exterior 0.75 33/13.2 Bs 1



GUARATO TADO - CHOCO Exterior 0.1 33/13.2 Bs 1

GUARINOCITO LA DORADA - CALDAS Exterior 1 33/13.2 Bs 1

LA FELISA SUPIA - CALDAS Exterior 0.5 33/13.2 Bs 1

LA MANUELA MANIZALES - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1

LA MARGARITA PALESTINA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1

LA MERCED MERCED - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1

LA VIRGINIA VIRGINIA - RISARALDA Exterior 6 33/13.2 Bs 1

LAS COLES PACORA - CALDAS Exterior 0.5 33/13.2 Bs 1

MARMATO MANIZALES - CALDAS Exterior 30 33/13.2 Bs 1

MARQUETALIA MARQUETALIA - CALDAS


MARSELLA MARSELLA - RISARALDA


MISTRATO MISTRATO - RISARALDA


NEIRA NEIRA - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1

NORCASIA NORCASIA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1

PACORA PACORA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1

PENSILVANIA PENSILVANIA - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1

PUEBLO RICO PUEBLO RICO - RISARALDA


QUINCHIA QUINCHIA - RISARALDA


RISARALDA RISARALDA - CALDAS Exterior 2 33/13.2 Bs 1

SAMANA SAMANA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1

SAN ANTONIO DEL CHAMI

MISTRATO - RISARALDA

Exterior 0.225 33/13.2 Bs 1

SANTA CECILIA PUEBLO RICO - RISARALDA

Exterior 0.315 33/13.2 Bs 1

SANTUARIO SANTUARIO - RISARALDA


SUPIA SUPIA - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1

VILLAMARIA VILLAMARIA - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1

Bibliografía 165

Referencias

[1] Página web CHEC, «CHEC - Quienes somos,» CHEC S.A. E.S.P., [En línea].

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distribución de energía eléctrica, como parte del reglamento de operación del

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confiabilidad de un sistema de distribución de energía eléctrica,» 19 Abirl 2007.

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Ingeniería U.C.V, vol. 24, nº 3, pp. 59-73, 2009.

análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de...

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