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ESTUDIOS DE CONEXIÓN DE CARGA EN LA RED DE PUERTO GAITÁN, META

INFORME FINAL

DOCUMENTO IEB-030-10

REVISIÓN 0

Itagüí, Febrero de 2010

ESTUDIOS DE CONEXIÓN DE CARGA EN LA RED DE PUERTO GAITÁN, META Página i

Archivo: IEB-030-10-01

CONTROL DE DISTRIBUCIÓN

Copias de este documento han sido entregadas a:

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Alberto Astroz EMSA S.A. 1

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Las observaciones que resulten de su revisión y aplicación deben ser informadas a IEB S.A.

CONTROL DE REVISIONES

Revisión No. Aspecto revisado Fecha

0 Emisión Inicial 19/02/10

CONTROL DE RESPONSABLES

NÚMERO DE REVISIÓN 0 1 2

Nombre NMR

Elaboración Firma 18/02/10

Fecha

Nombre EDT

Revisión Firma 19/02/10

Fecha

Nombre ERM

Aprobación Firma 19/02/10

Fecha

Participaron en la elaboración de este informe:

NMR Natalia Molina Ramírez EDT Edgar Durán Trujillo ERM Erika Rengifo Mejía

ESTUDIOS DE CONEXIÓN DE CARGA EN LA RED DE PUERTO GAITÁN, META Página ii


TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETO ................................................................................................. 5

2. RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................ 5

3. ALCANCE .............................................................................................. 5

4. ANTECEDENTES .................................................................................. 6

5. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ......................................................... 6

5.1. Ubicación del proyecto ......................................................................... 10

6. PROYECCION DE LA DEMANDA ....................................................... 10

7. PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISIÓN Y GENERACION ............ 12

7.1. PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN ........................................ 12

7.2. PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN ......................................... 13

8. METODOLOGÍA................................................................................... 13

8.1. ALCANCE DE LOS ANÁLISIS ELÉCTRICOS ..................................... 14

8.1.1. Estado estacionario en AC ................................................................... 14

8.1.2. Análisis de cortocircuito ........................................................................ 14

8.1.3. Análisis de estabilidad dinámica........................................................... 14

8.1.4. Análisis de Confiabilidad ...................................................................... 15

8.2. CRITERIOS UTILIZADOS PARA EL ANÁLISIS ELÉCTRICO ............. 16

8.2.1. Calidad: ................................................................................................ 16

8.2.2. Seguridad ............................................................................................. 16

8.3. EVALUACIÓN ECONÓMICA ............................................................... 17

8.3.1. Costos de Inversión: ............................................................................. 17

8.3.2. Gastos de Administración Operación y Mantenimiento (AOM) ............ 17

8.3.3. Costos energía no suministrada ENS .................................................. 17

8.3.4. Pérdidas: .............................................................................................. 17

8.3.5. Indicadores económicos ....................................................................... 18

9. ANALISIS DE RESULTADOS .............................................................. 18

9.1. ESTRUCTURACIÓN DE LOS CASOS ................................................ 18

9.2. RESULTADOS FLUJO DE CARGA ALTERNATIVA 1 ......................... 18

9.2.1. Sensibilidad: Conexión Rubiales .......................................................... 19


ESTUDIOS DE CONEXIÓN DE CARGA EN LA RED DE PUERTO GAITÁN, META Página iii



9.4.1. Sensibilidad Conexión Rubiales ........................................................... 22

9.5. CONTINGENCIA EN LOS TRANSFORMADORES DE REFORMA 230/115 kV ............................................................................................................ 23

9.6. RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO ................................................ 23

10. RESULTADOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA .................................... 25

11. RESULTADOS DE CONFIABILIDAD ................................................... 26

12. PÉRDIDAS SIN .................................................................................... 30

13. RESULTADOS VALORACIÓN ECONOMICA ..................................... 31

13.1. COSTOS DE INVERSIÓN ................................................................... 32

13.2. GASTOS AOM ..................................................................................... 32

13.3. VALORACIÓN ECONÓMICA DE LAS PÉRDIDAS .............................. 32

13.4. BENEFICIOS ....................................................................................... 33

13.4.1. Beneficios por Confiabilidad ................................................................. 33

13.4.2. Beneficios por alimentar con energía eléctrica vs combustible (Diesel) 34

12.4.3 Costos y Beneficios Totales ....................................................................... 35

12.4.4 Relación Beneficio Costo ........................................................................... 36

14. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................... 38

15. REFERENCIAS .................................................................................... 41

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Alternativa 1 conexión a 115 kV ............................................................... 7



Figura 4. Ubicación del Proyecto .......................................................................... 10

LISTA DE TABLAS

Tabla 1.- Proyección de Demanda Hocol ................................................................ 9

Tabla 2. Escenarios de proyección de demanda de potencia ............................ 10

Tabla 3. Plan de Expansión de Generación ....................................................... 13

ESTUDIOS DE CONEXIÓN DE CARGA EN LA RED DE PUERTO GAITÁN, META Página iv


Tabla 4. MHAI Resolución CREG 011 de 2009 .................................................... 15

Tabla 5. MHAI Resolución CREG 097 de 2008 .................................................... 15

Tabla 6. Costos de Racionamiento ....................................................................... 17

Tabla 7. Índices de Actualización de Costos ...................................................... 18

Tabla 8. Tensiones en barras – Año 2013 ............................................................ 19

Tabla 9. Tensiones en barras – Año 2018 ............................................................ 19

Tabla 10. Tensiones en barras – Año 2013 .......................................................... 20




Tabla 14. Simbología para el análisis de Corto Circuito. ................................... 24

Tabla 15. Corto 1F año 2013 ................................................................................ 24

Tabla 16. Corto 3F año 2013 ................................................................................ 24

Tabla 17. Corto 1F año 2018 ................................................................................ 24

Tabla 18. Corto 3F año 2018 ................................................................................ 25

Tabla 19. Resumen confiabilidad caso sin proyecto ............................................. 27

Tabla 20. Resumen confiabilidad alternativa 1...................................................... 27

Tabla 21. Indicadores de Confiabilidad por carga ................................................. 28

Tabla 22. Pérdidas de Potencia y Energía en el SIN – Año 2013 ......................... 31

Tabla 23. Pérdidas de Potencia y Energía en el SIN – Año 2018 ......................... 31

Tabla 24. Costo de inversión Activos de Uso .................................................... 32

Tabla 25. AOM Activos de Uso ......................................................................... 32

Tabla 26. Pérdidas Año 2013 ................................................................................ 33

Tabla 27. Pérdidas Año 2018 ................................................................................ 33

Tabla 28. Costos de Racionamiento ..................................................................... 33

Tabla 29. Diesel vs Energía Eléctrica ................................................................... 35

Tabla 30. Costos totales del proyecto [MCOP] ..................................................... 36

Tabla 31. Relación B/C de las alternativas ........................................................... 36

ESTUDIOS DE CONEXIÓN DE CARGA EN LA RED DE PUERTO GAITÁN, META Página 5


1. OBJETO

Presentar el informe con los estudios eléctricos requeridos para evaluar la conexión de carga y las condiciones del sistema eléctrico del Meta para alimentar una demanda de hasta 80 MW en la nueva subestación Altillanura en cercanías al Municipio de Puerto Gaitán.

2. RESUMEN EJECUTIVO

La empresa Electrificadora del META tiene la solicitud de conexión de hasta 80 MW carga en la red cercana al municipio de Puerto Gaitán. Para atender esta demanda, se plantearon tres alternativas de conexión al STN, todas ellas partiendo desde la Subestación Chivor 220 kV y alimentando las cargas desde la subestación Altillanura 115 kV.

Para las alternativas de conexión planteadas, se realizaron simulaciones de flujo de carga, cortocircuito, estabilidad dinámica y se realizó la evaluación económica de los costos de los activos para realizar las ampliaciones.

De las tres alternativas analizadas, se determinó que las que presentan mejor desempeño técnico son las alternativas 1 y 3, pues permiten atender la demanda de la subestación Altillanura 115 kV sin mayores restricciones.

Adicionalmente, estas alternativas presentan la posibilidad de atender la demanda del campo Rubiales, estimada en 167 MW para el año 2013. Para este propósito, la alternativa 3 presenta la mayor capacidad de atención de esta carga sin recurrir a la instalación de un gran número de compensaciones.

Adicionalmente, se determinó que la alternativa 2 es la que presenta mayores pérdidas, mayores costos de inversión y mayor complejidad en la operación al requerir un alto número de compensación capacitiva para atender la demanda.

De los análisis de corto se determinó que bajo ninguna de las alternativas, los niveles de cortocircuito de las subestaciones que componen el proyecto, representan problemas con las capacidades típicas de los equipos de interrupción.

Mediante el análisis de confiabilidad desarrollado para la alternativa 1, se determinó que la entrada del proyecto mediante esta alternativa representa una disminución importante en la energía no suministrada ante un evento de falla en la red de EMSA.

3. ALCANCE

La empresa EMSA contrató los servicios de la firma consultora Ingeniería Especializada S.A., para la realización del estudio de conexión de una nueva carga en el área eléctrica correspondiente a Puerto Gaitán, mediante la realización de los estudios de flujo de carga, corto circuito y estabilidad dinámica requeridos



para analizar la factibilidad técnica y económica de una conexión de carga de hasta 80 MW, de acuerdo con las condiciones y requerimientos establecidos por la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME; con el siguiente alcance:

1. Recopilación, análisis y revisión de la información requerida para el estudio definiendo los escenarios de demanda y las alternativas a considerar.

2. Análisis eléctricos, donde se incluye: modelación del sistema, análisis de estado estacionario, pérdidas, análisis de cortocircuito.

3. Evaluación de los costos de inversión, que apliquen al proyecto de acuerdo a la normatividad vigente (resolución CREG 097 de 2008), la valoración de pérdidas y los costos de Administración, Operación y Mantenimiento.

4. Elaboración del informe final donde se consignan metodologías, procesos, resultados y conclusiones relacionados con la operación estacionaria para la conexión del proyecto.

Este documento contiene los datos utilizados para la modelación, los criterios de calidad y seguridad del Código de Redes, la descripción de la metodología utilizada, los resultados de los estudios eléctricos, la alternativa recomendada, y las conclusiones y recomendaciones del estudio.

4. ANTECEDENTES

La empresa Electrificadora del Meta planea la conexión de cargas en la red de Puerto Gaitán 115 kV.

Se tiene previsto que la carga, que estará ubicada en cercanías al municipio de Puerto Gaitán en el departamento del Meta, tendrá una potencia de hasta 80 MW y se espera que la entrada del proyecto sea en el año 2013.

El objetivo de éste estudio es cumplir con parte de los requisitos necesarios para lograr la aprobación por parte de la UPME de la conexión del proyecto. En el estudio se definirá la conexión técnica óptima del proyecto, como la alternativa de mínimo costo de inversión para el sistema, sin que se presenten restricciones en la red.

5. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

Para atender una demanda de hasta 80 MW en la subestación Altillanura 115 kV, se analizaron tres alternativas de conexión, las cuales se describen a continuación:

• Alternativa 1: Construir una S/E Altillanura 220 kV, la cual se conectará a la subestación Chivor 220 kV a través de una línea de 150 km. Mediante transformación a 115 kV se alimentará la subestación Altillanura 115 kV, de la cual se atenderán las demandas de Hocol, Cepcolsa y ODL.



• Alternativa 2: Construir una nueva S/E Campo Bonito 220/115kV. Esta se conectará a la Subestación Chivor 220 kV mediante una línea de 90 km. La Subestación Campo Bonito 115 kV alimentará la subestación Altillanura 115 kV mediante una línea de transmisión de 77 km, de la cual se atenderá la demanda de las cargas de Hocol, Cepcolsa y ODL.

• Alternativa 3: Construir una S/E Altillanura 220 kV, la cual se conectará a la subestación Chivor 220 kV mediante un doble circuito de 150 km de longitud. Mediante transformación a 115 kV se alimentará la subestación Altillanura 115 kV, de la cual se atenderán las demandas de Hocol, Cepcolsa y ODL.

El diagrama unifilar de las alternativas de conexión se presenta a continuación:

Figura 1. Alternativa 1 conexión a 115 kV




A continuación, en la Tabla 1 se muestra la proyección de demanda para la carga de Hocol. La carga de Cepcolsa se tiene proyectada para iniciar con 18 MW a partir del 2013 y permanecerá constante, al igual que la carga de ODL que tendrá una potencia de 22.5 MW

Tabla 1.- Proyección de Demanda Hocol

Año MW

2010 7.17

2011 14.47

2012 16.22

2013 20.07

2014 20.68

2015 21.01

2016 21.25

2017 21.43

2018 21.57

2019 21.71

2020 21.82



Año MW

2021 22.22

2022 22.45

2023 22.61

2035 24.08

5.1. Ubicación del proyecto

El proyecto estaría ubicado en cercanías al Municipio de Puerto Gaitán, en el departamento del Meta, como se presenta en la Figura 4.

Figura 4. Ubicación del Proyecto

6. PROYECCION DE LA DEMANDA

Para realizar el estudio se emplea la proyección de demanda de la UPME de Julio de 2009, escenario de crecimiento medio, el cual se reproduce en la Tabla 2.

Tabla 2. Escenarios de proyección de demanda de potencia

Año

Demanda de Potencia Eléctrica [MW] Crecimiento Potencia Eléctrica [%]

Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario

Alto Medio Bajo Alto Medio Bajo

2008 9.079 9.079 9.079 ---- ---- ----



Año

Demanda de Potencia Eléctrica [MW] Crecimiento Potencia Eléctrica [%]

Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario Escenario

Alto Medio Bajo Alto Medio Bajo

2009 8.986 9.151 9.315 -1,00% 0,80% 2,60%

2010 9.006 9.287 9.568 0,20% 1,50% 2,70%

2011 9.162 9.514 9.868 1,70% 2,40% 3,10%

2012 9.300 9.727 10.162 1,50% 2,20% 3,00%

2013 9.479 10.003 10.560 1,90% 2,80% 3,90%

2014 9.677 10.304 10.992 2,10% 3,00% 4,10%

2015 9.957 10.710 11.548 2,90% 3,90% 5,10%

2016 10.181 11.075 12.073 2,30% 3,40% 4,50%

2017 10.350 11.382 12.551 1,70% 2,80% 4,00%

2018 10.587 11.793 13.156 2,30% 3,60% 4,80%

2019 10.829 12.219 13.792 2,30% 3,60% 4,80%

2020 11.101 12.682 14.486 2,50% 3,80% 5,00%

2021 11.363 13.149 15.203 2,40% 3,70% 5,00%

2022 11.582 13.544 15.812 1,90% 3,00% 4,00%

2023 11.818 13.970 16.429 2,00% 3,10% 3,90%

2024 12.054 14.403 17.060 2,00% 3,10% 3,80%

2025 12.287 14.793 17.642 1,90% 2,70% 3,40%

2026 12.579 15.261 18.328 2,40% 3,20% 3,90%

2027 12.875 15.742 19.038 2,30% 3,10% 3,90%

2028 13.173 16.235 19.775 2,30% 3,10% 3,90%

2029 13.416 16.670 20.451 1,80% 2,70% 3,40%

2030 13.721 17.192 21.246 2,30% 3,10% 3,90%

2031 14.035 17.734 22.076 2,30% 3,10% 3,90%

Fuente: UPME, “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia”, Revisión de Julio de 2009. Subdirección de Planeación Energética, Grupo de Demanda Energética

Para conformar los casos de demanda máxima, media y mínima, se tomaron como referencia las horas 3, 15 y 19, de las 24 horas del día.

La demanda de potencia por barra se distribuye con los factores que actualmente opera el SIN el Centro Nacional de Despacho. Estos factores se conservan a lo largo del horizonte exceptuando las cargas industriales de gran tamaño plenamente identificadas como son las de Cerromatoso, Oxy y la mina del Cerrejón.



7. PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISIÓN Y GENERACION

7.1. PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN

Para la expansión del Sistema Eléctrico Colombiano, se toma como referencia el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión 2009 -2023, teniendo en cuenta que hasta 2014 la expansión está definida, en adelante se consideraron posibles proyectos de acuerdo con las necesidades del sistema. Las recomendaciones en expansión de transmisión se transcriben a continuación:

� Año 2010: Apertura de la línea Bolívar – Ternera a 220 kV, para llevarla a una nueva subestación llamada Bosque, Configurando el corredor Bolívar – Bosque – Ternera a 220 kV, incluyendo un tramo subterráneo.

� Año 2011: Ejecución de la subestación Nueva Esperanza con transformación de 450 MVA 500/230 kV, ubicada en el sur de la ciudad de Bogotá y construcción de una línea de 500 kV entre la subestación existente Bacatá y Nueva Esperanza. La subestación Nueva Esperanza 500/230 kV implica obras complementarias en el STN y en STR del área de Codensa. El STN comprende:

Reconfiguración del circuito a 230 kV Tunal – Reforma en Tunal – Nueva Esperanza de 15 km y Nueva Esperanza – Reforma de 60 km, longitudes aproximadas. Reconfiguración del circuito a 230 kV Tunal – Circo en Tunal – Nueva Esperanza de 15 km y Nueva Esperanza – Circo de 37 km, longitudes aproximadas.

� Año 2011: Construcción de una línea a 230 kV entre la subestación existente Guavio y Nueva Esperanza.

� Año 2011: Subestación Armenia 230 kV reconfigurando la línea Hermosa – Virginia 230 kV a través de un doble circuito de 40 km al punto de apertura, con transformación 230/115 kV de 150 MVA.

� Año 2012: Conexión de la Central Miel II de 135 MW a una nueva subestación a 230 kV reconfigurando el circuito Miel – San Felipe 230 kV en Miel – Miel II y Miel II – San Felipe con un tramo adicional en doble circuito de 2.5 km al punto de apertura.

� Año 2013: Conexión de la central Quimbo de 420 MW en la subestación Quimbo 230 kV, doble circuito Quimbo – Juanchito 230 kV (ó Pance 230 kV) de 146 km, reconfiguración de Betania – Jamondino 230 kV en Betania – Quimbo – Jamondino 230 kV a través de un doble circuito de 4 km al punto de apertura y línea Quimbo – Altamira 230 kV de 45 km.



� Año 2014: Conexión de la central Sogamoso 800 MW en la nueva subestación Sogamoso 500/230 kV, transformador 500/230 kV de 450 MVA, reconfiguración de Primavera – Ocaña 500 kV en Primavera – Sogamoso – Ocaña 500 kV a través de dos circuitos de 31 km, reconfiguración de Barranca – Bucaramanga 230 kV en Barranca – Sogamoso – Bucaramanga 230 kV a través de un doble circuito de 3 km al punto de apertura y nueva línea circuito sencillo Sogamoso – Guatiguará 230 kV de 45 km.

7.2. PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN

En cuanto a generación en el corto plazo se incluyen el proyecto Porce III de 660 MW, actualmente en construcción y los proyectos seleccionados en la subasta de generación de Mayo de 2008 los cuales se relacionan en la Tabla 3. En el largo plazo se considera la entrada de los proyectos ganadores de la subasta de Junio de 2008, los cuales se relacionan en la misma Tabla 3 con fechas de entrada en operación a partir de 2014.

Tabla 3. Plan de Expansión de Generación

PROYECTO TIPO POTENCIA [MW] ENTRADA EN OPERACIÓN

GENERACIÓN DE CORTO PLAZO

Porce III Hidro 660 2010

Amoyá Hidro 78 2011

Gecelca Carbón 150 2012

Poliobras Combustibles líquidos 210 2012

GENERACIÓN DE LARGO PLAZO

Sogamoso Hidro 800 2014

Quimbo Hidro 420 2014

Cucuana Hidro 60 2014

Miel II Hidro 135 2014

Porce IV Hidro 400 2015

Ituango (Primera Etapa) Hidro 1200 2018

8. METODOLOGÍA

Con la información suministrada por la Electrificadora del Meta S.A. E.S.P. (EMSA), y tomando como referencia el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2009 – 2023 de la UPME, se modelo el proyecto el software DIgSILENT PowerFactory Versión 13.2.343

Se realizaron los siguientes análisis:

Recolección, Análisis y Revisión de la Información

Previamente a los análisis técnicos, se revisó y actualizó la base de datos del Sistema Interconectado Colombiano, en especial el área del Meta. Con base en el



Plan de Expansión 2009 – 2023 de la UPME, y con la información suministrada por parte de la Electrificadora del Meta S.A. E.S.P. (EMSA) se estructuraron los casos de estudio para los años 2013 y 2018. Adicionalmente, se acondicionaron dichos casos para un despacho hidráulico y térmico, demanda máxima, media y mínima.

Se modeló el sistema en el programa DIgSILENT PowerFactory, versión 13.2.343.

Análisis Eléctricos:

� Análisis eléctricos en AC en estado estable para condiciones normales de operación.

� Análisis de Cortocircuito.

Análisis Económico:

� Determinación de los costos de inversión, tomando como referencia las resoluciones de la CREG 097 de 2008 y 011 de 2009.

� Valoración de los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento AOM en todo el horizonte del proyecto.

� Tasa de descuento del 13,0%.

8.1. ALCANCE DE LOS ANÁLISIS ELÉCTRICOS

8.1.1. Estado estacionario en AC

Se realizan los flujos de carga bajo condiciones normales de operación para el periodo de demanda máxima, media y mínima, considerando un escenario de generación hidráulico y térmico, con el fin de observar las tensiones en las barras y la cargabilidad de los equipos del sistema, además, de las pérdidas de potencia en el SIN.

8.1.2. Análisis de cortocircuito

Con el software DIgSILENT PowerFactory, el cual se basa en la norma IEC 60909 llamada “Calculo de corrientes de corto circuito en sistemas trifásicos en A.C”, se simularon las corrientes de cortocircuito monofásicas y trifásicas en demanda máxima, con el objetivo de determinar la magnitud máxima de la corriente de estado estable de falla, con la cual se especifican los equipos, se seleccionan los interruptores y se verifican los equipos ya existentes.

8.1.3. Análisis de estabilidad dinámica

Se verifica el comportamiento dinámico del sistema, aplicando fallas a las líneas del SIN que se conectan directamente al proyecto y a las cercanas del mismo, con



el fin de observar la incidencia sobre los elementos de la red, y de identificar los refuerzos necesarios para la disminución de su impacto en el sistema.

En cada una de las simulaciones se verifica el cumplimiento de los criterios de calidad y seguridad del Código de Planeamiento hasta un tiempo de simulación de 20 segundos.

8.1.4. Análisis de Confiabilidad

El análisis de confiabilidad se realiza con base en la función de distribución de falla de los elementos de red y de la carga. El modelamiento de los modos de falla de todos los elementos de la red se hace con la distribución Weibull:

βαβαβ tettf −−= 1)(

Donde α es el parámetro de escala y β el de forma.

Las tablas siguientes muestran el número de horas de indisponibilidad establecido por las resoluciones CREG 097 de 2008 y CREG 011 de 2009 con las cuales se obtiene la Energía no Suministrada (ENS) por la salida de algún elemento de la red.

Tabla 4. MHAI Resolución CREG 011 de 2009

Activos Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad (MHAI)

Bahía de Línea 15

Bahía de Transformación 15

Bahía de Compensación 16

Módulo de Barraje 15

Módulo de Compensación 15

Autotransformador 28

Línea de 220 o 230 kV 20

Línea 500 kV 37

VQC 5

Tabla 5. MHAI Resolución CREG 097 de 2008 Activos Máximas Horas Anuales de

Indisponibilidad (MHAI)

Conexión al STN 51

Equipos de Compensación 31

Línea Nivel de Tensión 4 38

Módulo de Barraje 15



8.2. CRITERIOS UTILIZADOS PARA EL ANÁLISIS ELÉCTRICO

Para los Análisis Eléctricos se tienen en cuenta todos los requerimientos de calidad, seguridad y confiabilidad definidas por el Código de Redes, en particular los códigos de Operación y de Planeamiento.

8.2.1. Calidad:

� En estado estacionario las tensiones en las barras de 115 kV, 110 kV y 220 kV, 230 kV no deben ser inferiores a 0.9 p.u. ni superiores al 1.1 p.u. del valor nominal. Para la red de 500 kV el voltaje mínimo permitido es de 0.9 p.u. y el máximo es de 1.05 p.u. del valor nominal.

� La máxima transferencia por las líneas se considera como el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, máxima capacidad de los transformadores de corriente, el límite de transmisión por regulación de voltaje y el límite por estabilidad transitoria y dinámica.

� La cargabilidad de los transformadores se mide por su capacidad de corriente nominal, para tener en cuenta las variaciones de voltaje de operación con respecto al nominal del equipo.

� En el Largo y Mediano Plazo no se permiten sobrecargas permanentes. En el Corto y muy Corto Plazo se pueden fijar límites de sobrecarga de acuerdo a la duración de la misma sin sobrepasar las temperaturas máximas permisibles de los equipos y sin disminuir la vida útil de los mismos.

8.2.2. Seguridad

� El sistema debe permanecer estable bajo una falla trifásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 220 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.

� El sistema debe permanecer estable bajo una falla monofásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 500 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.

� Una vez despejada la falla, la tensión no debe permanecer por debajo de 0,8 p.u. por más de 700 ms.

� Las oscilaciones de ángulos de rotor, flujos de potencia y tensiones del sistema deberán ser amortiguadas (el sistema debe tener amortiguamiento positivo).

� No se permiten valores de frecuencia inferiores a 57,5 Hz durante los transitorios.

� No se permiten sobrecargas en las líneas ni en los transformadores. La cargabilidad de los transformadores se determina por la capacidad nominal en MVA y para las líneas se toma el mínimo valor entre el límite térmico de los



conductores, límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad, aplicando los criterios anteriormente expuestos.

8.3. EVALUACIÓN ECONÓMICA

El costo total de cada alternativa se realizó como la suma de los costos de inversión y el AOM.

8.3.1. Costos de Inversión:

Para determinar los costos de inversión, se parte de los valores declarados para las unidades constructivas de las resoluciones CREG 097 de 2008 y CREG 011 de 2009. Los costos de inversión se desagregan en Activos de Conexión y Activos de Uso.

8.3.2. Gastos de Administración Operación y Mantenimiento (AOM)

Se suponen los gastos AOM y ANE del proyecto de acuerdo con el porcentaje definido por la CREG en la resolución 097 de 2008 y 011 de 2009.

8.3.3. Costos energía no suministrada ENS

El indicador de ENS se da en MWh/año y su costo se determina con base en el costo incremental operativo de racionamiento de energía dado por la UPME el cual está en pesos del 31 de Enero de 2010. Con este costo se valoró la energía no suministrada ENS obtenida con el módulo de confiabilidad del programa DIgSILENT Power Factory.

Tabla 6. Costos de Racionamiento

COSTO DE RACIONAMIENTO

COSTO $ / kWh

Umbral CRO1 612.84

CRO2 1111.18

CRO3 1948.65

Segmento 4 CRO4 3858.78

CRO1 (Estrato 4) 473.07

8.3.4. Pérdidas:

Para la valoración económica, las pérdidas se convierten a energía (MWh) considerando las duraciones de demanda máxima, media y mínima.

La valoración se realiza tomando como base la alternativa de menores pérdidas en los años de estudio.

Se tuvieron en cuenta las siguientes consideraciones para los costos de las pérdidas:



� Costo de la energía: Costo promedio de la generación en bolsa para el año 2009 y el costo promedio del cargo T para el mismo año.

� Duraciones: Escenario hidráulico 6 meses, Escenario Térmico 6 meses, demanda máxima 6 horas, media 13 horas y mínima 5 horas.

� Años simulados: 2013 y 2018.

8.3.5. Indicadores económicos

La siguiente tabla muestra los indicadores económicos utilizados para la valoración económica del proyecto,

Tabla 7. Índices de Actualización de Costos

Indicador Valor

IPP Dic. 07 168,27

IPP Dic. 08 110,38

TRM Dic. 07 ($/USD) 2.014,76

TRM Dic. 08 ($/USD) 2.234,00

9. ANALISIS DE RESULTADOS

9.1. ESTRUCTURACIÓN DE LOS CASOS

Para realizar los diferentes análisis, se estructuraron un grupo de casos que varían de acuerdo con cada sensibilidad analizada. Para comprender la numeración de los anexos, se presenta la siguiente convención de los casos:

A B C D E F

N° de Anexo Año a Analizar Demanda Despacho Alternativa Caso

2. Flujo de Carga 13. Año 2013 M. Máxima H. Hidráulico 1. Alt. 1 00. Caso Base

3. Cortocircuito 18. Año 2018 D. Media T. Térmico 2. Alt. 2 01. Aumento demanda

Altillanura

4.Estabilidad Dinámica

N. Mínima

3. Alt. 3 02. Aumento demanda

Altillanura - Compensación

En el anexo 2, se pueden observar las simulaciones de flujo de carga para los años 2013 y 2018 con cada una de los casos simulados.

9.2. RESULTADOS FLUJO DE CARGA ALTERNATIVA 1

Los resultados de flujo de carga muestran que en el año 2013, para atender una demanda de aproximadamente 60 MW en la subestación Altillanura 115 kV se tiene un buen perfil de tensión en las subestaciones cercanas. Al aumentar esta demanda hasta 80 MW, se presentan problemas de tensión en las subestaciones Hocol y ODL 34.5 kV. Para atender esta demanda, es necesario instalar en la



subestación Altillanura 115 kV una compensación de 27 Mvar y así mantener las tensiones dentro del rango permitido.

Tabla 8. Tensiones en barras – Año 2013

S/E Caso Base Aumento Altillanura

Máx. H Máx. T Máx. H Máx. T

PLOPEZ_34.5 0.99 1.00 0.97 0.98

PGAITAN_34.5 1.02 1.02 0.98 0.98

ALTILLANURA_115 1.02 1.02 0.98 0.98

CEPCOLSA_34.5 0.99 0.99 0.93 0.94

ALTILLANURA_34.5 1.02 1.02 0.98 0.98

ALTILLANURA_220 1.04 1.04 1.01 1.01

HOCOL _34.5 0.96 0.96 0.89 0.89

ODL_34.5 0.96 0.96 0.89 0.89

Para el año 2018, se presenta la misma situación de bajas tensiones cuando se alimenta una demanda de aproximadamente 80 MW. La consigna operativa se mantiene para mejorar el perfil de tensión, es decir, con la compensación de 27 Mvar propuesta para el año 2013 puede atenderse esta demanda y mantener las tensiones dentro de los límites aceptables.




PLOPEZ_34.5 0.97 1.00 0.95 0.98

PGAITAN_34.5 1.00 1.00 0.95 0.96

ALTILLANURA_115 1.01 1.01 0.96 0.97

CEPCOLSA_34.5 0.97 0.98 0.92 0.92

ALTILLANURA_34.5 1.01 1.01 0.96 0.97

ALTILLANURA_220 1.03 1.03 1.00 1.00

HOCOL 34.5 0.94 0.94 0.86 0.86

ODL_34.5 0.94 0.95 0.87 0.87

9.2.1. Sensibilidad: Conexión Rubiales

Con este análisis se pretende determinar el comportamiento de la red si se conecta a la subestación Altillanura 220 kV, la demanda del campo Rubiales. Este



análisis de realizó con factor de potencia de 0.95 y una demanda de 167 MW para el año 2013 y 145 MW para 2018.

De los resultados de flujo de carga se determinó que para atender la demanda de Rubiales en el año 2013 y con una demanda de 60 MW conectada en la subestación Altillanura 115 kV, es necesario tener instalada en Rubiales 34.5 kV una compensación de 78 Mvar en 9 pasos y en Altillanura 115 kV una compensación de 27 Mvar. Si la demanda de la subestación Altillanura aumenta hasta aproximadamente 80 MW, es necesario aumentar la compensación instalada en Rubiales 34.5 kV hasta 104 Mvar para poder mantener un buen perfil de tensión en la zona. En el año 2018, si la demanda de la subestación Altillanura se encuentra en 60 MW, se deben compensar 52 Mvar (4x13Mvar) en Rubiales 34.5 kV y 27 en Altillanura 115kV. Si se aumenta la demanda de Altillanura 115 kV hasta 80 MW aproximadamente, sería necesario instalar un paso adicional de compensación en ambas subestaciones, es decir, 65 Mvar en Rubiales 34.5 kV y 54 Mvar en Altillanura 115 kV.


Los resultados de flujo de carga muestran, para el año 2013, que mediante la alternativa 2 no puede atenderse una demanda de 60 MW conectada en la subestación Altillanura 115 kV por problemas de bajas tensiones en toda la zona de influencia en el proyecto.

Para poder atender esta demanda y mantener las tensiones dentro de los límites permitidos, es necesario instalar en la subestación Altillanura 115 kV una compensación de 32 Mvar (4x8 Mvar)


S/E Caso Base Compensación


PLOPEZ_34.5 1.00 0.98 1.02 1.02

PGAITAN_34.5 0.88 0.81 0.96 0.99

ALTILLANURA_115 0.89 0.83 0.97 0.99

CEPCOLSA_34.5 0.85 0.79 0.94 0.96

ALTILLANURA_34.5 0.89 0.82 0.97 0.99

HOCOL 34.5 0.82 0.75 0.90 0.93

ODL_34.5 0.82 0.75 0.90 0.93

CAMPO BONITO_220 1.02 1.03 1.04 1.06

CAMPO BONITO_115 1.04 1.00 1.07 1.05



Si la demanda conectada en Altillanura 115 kV aumenta hasta 80 MW, nuevamente se presentan problemas de bajas tensiones en toda la zona, condición que puede resolverse con alguna de las siguientes alternativas:

• Alternativa A: Instalar en Altillanura 115 kV una compensación de 64 Mvar (8x8 Mvar).

• Alternativa B: Instalar un segundo circuito Campo Bonito – Altillanura 115 kV y compensar en Altillanura 115 kV, 40Mvar (5x8 Mvar).

Para el año 2018, si se requiere atender una demanda de 60 MW en Altillanura 115 kV, debe tenerse instalada en esta subestación una compensación de 40 Mvar, es decir, instalar un paso adicional a lo requerido en 2013.


S/E Caso Base Compensación


PLOPEZ_34.5 0.96 0.97 1.01 1.02

PGAITAN_34.5 0.74 0.76 0.99 1.00

ALTILLANURA_115 0.77 0.79 1.00 1.01

CEPCOLSA_34.5 0.73 0.75 0.97 0.98

ALTILLANURA_34.5 0.76 0.78 1.00 1.01

HOCOL 34.5 0.67 0.69 0.93 0.94

ODL_34.5 0.68 0.70 0.94 0.95

CAMPO BONITO_220 1.01 1.01 1.05 1.05

CAMPO BONITO_115 0.97 0.98 1.05 1.05

Si por el contrario, la demanda a atender es de 80MW se requiere:

• Alternativa A: Una compensación de 72 Mvar (9x8 Mvar), es decir, un paso adicional al requerido en 2013

• Alternativa B: Con el segundo circuito Campo Bonito – Altillanura 115 kV, tener instalados en Altillanura 115 kV, 48Mvar (6x8 Mvar).


Para esta alternativa no se presenta ningún problema para atender una demanda de hasta 80 MW en la subestación Altillanura 115 kV en ninguno



de los dos años estudiados. En las tablas siguientes, se puede observar que se presentan buenos perfiles de tensión en la zona ante las dos situaciones.




PLOPEZ_34.5 1.00 1.00 0.99 1.00

PGAITAN_34.5 1.05 1.05 1.02 1.02

ALTILLANURA _115 1.05 1.05 1.03 1.03

CEPCOLSA_34.5 1.02 1.02 0.98 0.98

ALTILLANURA_34.5 1.06 1.05 1.03 1.03

ALTILLANURA _220 1.07 1.07 1.05 1.05

HOCOL _34.5 0.99 0.99 0.94 0.94

ODL_34.5 0.99 0.99 0.94 0.94




PLOPEZ_3 0.99 1.01 0.98 0.99

PGAITAN3 1.03 1.03 1.01 1.00

ALTILLANURA 115 1.04 1.04 1.02 1.01

CEPCOLSA 1.01 1.01 0.97 0.97

ALTILLANURA_34.5 1.04 1.04 1.02 1.01

ALTILLANURA 220 1.06 1.05 1.05 1.04

HOCOL 34.5 0.98 0.98 0.92 0.91

ODL_34.5 0.98 0.98 0.93 0.92

9.4.1. Sensibilidad Conexión Rubiales

En el año 2013, para atender una demanda 167 MW del campo Rubiales, en la subestación Altillanura 220 kV y con una demanda de 60 MW conectada en la subestación Altillanura 115 kV, solo es necesario instalar en Rubiales 34.5 kV una compensación de 26 Mvar (2x13 Mvar) y de esta forma mantener las tensiones de las subestaciones de influencia del proyecto, dentro de los límites permitidos. Si la demanda de Altillanura 115 kV aumenta hasta 80 MW, debe aumentarse la compensación en Rubiales hasta 78 Mvar (6x13 Mvar). Para el año 2018, para atender la demanda de 145 MW de Rubiales, debe tenerse instalada una compensación de 13 Mvar en la subestación Rubiales 34.5 kV; Esto



si en Altillanura 115 kV se están atendiendo 60MW aproximadamente. Si esta demanda aumenta hasta 80 MW, se requieren en Rubiales 34.5 kV, 5 pasos adicionales de compensación, es decir, 78Mvar (6x13Mvar).

9.5. CONTINGENCIA EN LOS TRANSFORMADORES DE REFORMA 230/115 kV

Con este análisis se pretende determinar cuanta potencia puede ser enviada hacia la zona de Villavicencio ante una contingencia en los transformadores de Reforma 230/115 kV. Esta sensibilidad se realizó para las alternativas 1 y 3 y para los escenarios de demanda máxima. Se determinó que ante la contingencia de los dos transformadores, hacia Villavicencio pueden devolverse 34 MW, lo que implica racionar el 47% de la demanda del Meta. Si solo falla uno de los transformadores, se enviarán hacia Villavicencio cerca de 28MW y se racionaría el 3% de la demanda para evitar sobrecargas en otro transformador y poder mantener las tensiones dentro de los límites establecidos. Debido a esto, se propone que la capacidad del transformador de Altillanura 220/115 kV sea de 150 MVA, para que ante una eventual contingencia en los transformadores de Reforma 230/115kV, pueda enviarse potencia hacia Villavicencio y atender la demanda de la zona sin sobrepasar la capacidad del transformador.

9.6. RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO

Los resultados de este análisis se presentan en el Anexo 3, en unifilares que muestran las corrientes de cortocircuito en cada una de las barras del área de influencia del proyecto y en forma tabular se muestran los aportes de corriente que llegan por cada elemento conectado. Para la interpretación de los resultados se deben tener en cuenta la simbología y la descripción de los valores de cortocircuito presentados en la Tabla 14:



Tabla 14. Simbología para el análisis de Corto Circuito. Símbolo Descripción Concepto

Ikss Corriente inicial simétrica de

corto circuito

Es el valor eficaz de la corriente simétrica de cortocircuito que

perdura una vez terminados todos los fenómenos transitorios

Skss Potencia inicial simétrica de

cortocircuito.

Es el valor de la potencia asociada a la corriente simétrica de

cortocircuito

Ip Corriente pico de corto

circuito. Es el máximo valor posible de la corriente simétrica de cortocircuito.

A continuación se resumen los niveles máximos de cortocircuito, para los años 2013 y 2018 en las barras cercanas al proyecto:

Tabla 15. Corto 1F año 2013

S/E

ALTERNATIVA 1

ALTERNATIVA 2A

ALTERNATIVA 2B

ALTERNATIVA 3

Ik'' Sk'' Ik'' Sk'' Ik'' Sk'' Ik'' Sk''

[kA] [MVA] [kA] [MVA] [kA] [MVA] [kA] [MVA]

CEPCOLSA 4.24 84.53 2.72 54.10 3.27 65.13 4.50 89.63

CAMPO BONITO_115 ---- ---- 6.69 443.98 6.71 445.39 ---- ----

HOCOL 34.5 2.44 48.53 1.83 36.44 2.07 41.21 2.52 50.27

ALTILLANURA 115 4.67 309.79 1.51 100.03 2.21 146.66 5.87 389.71

ALTILLANURA 220 2.31 293.88 ---- ---- ---- ---- 3.40 432.02

ODL 34.5 3.08 61.34 2.19 43.55 2.53 50.41 3.22 64.05


S/E

ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2A ALTERNATIVA 2B ALTERNATIVA 3



CEPCOLSA 4.09 244.69 2.94 175.55 3.56 212.63 4.41 263.65 CAMPO BONITO_115 ----- ----- 6.02 1198.94 6.02 1198.94 ----- ----- HOCOL 34.5 3.14 187.62 2.40 143.54 2.81 167.71 3.33 198.94 ALTILLANURA 115 4.14 824.33 1.75 349.40 2.72 542.17 5.46 1086.90 ALTILLANURA 220 2.75 1048.56 ----- ----- ----- ----- 4.63 1762.92 ODL 34.5 3.31 197.67 2.51 149.79 2.95 176.02 3.52 210.06


S/E

ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA

2A ALTERNATIVA

2B ALTERNATIVA 3



CEPCOLSA 4.23 84.32 2.71 53.98 3.26 64.98 4.49 89.42 CAMPO BONITO_115 ------ ------ 6.62 439.42 6.64 440.80 ------ ------ HOCOL 34.5 2.43 48.44 1.83 36.37 2.07 41.14 2.52 50.18



S/E

ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA

2A ALTERNATIVA

2B ALTERNATIVA 3



ALTILLANURA 115 4.64 307.83 1.50 99.72 2.20 146.06 5.83 387.14 ALTILLANURA 220 2.30 292.33 ------ ------ ------ ------ 3.38 429.29 ODL 34.5 3.07 61.20 2.18 43.46 2.53 50.31 3.21 63.92


S/E

ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2A ALTERNATIVA 2B ALTERNATIVA 3



CEPCOLSA 4.08 243.88 2.93 175.03 3.55 211.91 4.40 262.85 CAMPO BONITO_115 ------ ------ 5.94 1182.18 5.94 1182.18 ------ ------ HOCOL 34.5 3.13 187.10 2.40 143.17 2.80 167.23 3.32 198.42 ALTILLANURA 115 4.10 817.50 1.75 347.76 2.70 538.51 5.41 1077.11 ALTILLANURA 220 2.73 1039.41 ------ ------ ------ ------ 4.57 1741.69 ODL 34.5 3.30 197.09 2.50 149.39 2.94 175.49 3.51 209.50

Las evaluaciones de cortocircuito permitieron verificar para las diferentes alternativas de conexión de la nueva demanda, que no se presentarían corrientes de falla con magnitudes superiores a las capacidades de interrupción típicas de los equipos de subestaciones en todos los niveles de tensión del SIN.

Para la barra del Proyecto en la Alternativa 1 se pudo identificar para el periodo comprendido entre los años 2013 y 2018, unas corrientes máximas monofásicas de 4.64 y 2.33 kA y trifásicas de 4.10 y 2.73 kA en las barras de Altillanura 115 kV y 220 kV respectivamente.

Para la alternativa de conexión 2 las máximas corrientes identificadas en la barra de Campo Bonito 115 kV monofásica y trifásica fueron de 6.64 y 5.94 kA respectivamente.

La red con el proyecto mediante la alternativa de conexión 3 expuso unas máximas corrientes de corto circuito monofásicos de 5.83 y 3.38 kA y trifásicas de 5.41 y 4.57 kA para las barras de Altillanura 115 kV y 220 kV respectivamente

10. RESULTADOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA

Se realizaron análisis de estabilidad para los años 2013 y 2018 para el escenario de demanda máxima.



En el Anexo 4, se presentan los resultados gráficos del flujo de potencia por las líneas, las tensiones en las subestaciones cercanas y el ángulo del rotor de las máquinas cercanas al proyecto.

Se simularon las contingencias del transformador de Reforma 230/115/13.2 kV y la línea Guavio – Reforma 20 kV. Adicionalmente para la alternativa 3, se simuló la contingencia de la línea Chivor – Altillanura 220 kV.

De los resultados obtenidos se observa que para todas las contingencias analizadas se tienen oscilaciones amortiguadas en el tiempo y no se presentan problemas en la red

11. RESULTADOS DE CONFIABILIDAD

En este análisis se evaluarán los beneficios de la implementación de la alternativa considerando las tasas de falla y tiempos de reparación de los transformadores 230 kV/115 kV de Reforma y Altillanura, y de las líneas a 220 kV y 115 kV, utilizando el módulo de confiabilidad del DIgSILENT aplicando el método de enumeración de estados.

El método de enumeración analiza los estados relevantes del sistema uno por uno hasta un nivel de profundidad en la combinatoria de los elementos fallados seleccionado por el usuario. Para el caso particular de éste análisis el primer nivel del conjunto de estados y a su vez el mínimo que evalúa el programa, incluye la falla de cada uno de los elementos ponderando el racionamiento de potencia y de los otros indicadores con la probabilidad de falla de estos equipos y un segundo nivel incluye las combinaciones de dos elementos de los anteriormente indicados.

En el modelo de enumeración de estados se simula la salida de cada elemento y la combinación de la salida de dos elementos. En cada estado se calcula la probabilidad de salida junto con la frecuencia y duración de la misma y el respectivo racionamiento causado.

El programa de confiabilidad se corre en condiciones de demanda máxima, media y mínima; los resultados se ponderan de acuerdo con el número de horas de cada demanda. La distribución horaria de demanda contempla 6 horas de máxima, 13 de media y 5 de mínima. A continuación se presentan los resultados anuales y en el Anexo 5 por cada condición de demanda.

En la tabla siguiente se presentan los indicadores de confiabilidad del sistema de de EMSA, debidos únicamente a salidas esperadas en los transformadores de Reforma 230/115 kV, líneas a 220 kV y 115 kV y el transformador de Altillanura 220 /115 kV. Cabe anotar que para el análisis se tomaron los valores de las resoluciones CREG 097 de 2008 y 011 de 2009 correspondientes al número de horas de indisponibilidad para las líneas a 115 kV, 220 kV y los equipos de conexión al STN. Este análisis solo se realizó para la alternativa 1.



Tabla 19. Resumen confiabilidad caso sin proyecto

Indicador Caso Sin Proyecto

2013 2018

SAIFI 2.070 0.705

CAIFI 2.094 0.705

SAIDI 77.121 38.361

CAIDI 36.694 36.014

EENS 13,021.6 5,248.5

Tabla 20. Resumen confiabilidad alternativa 1

Indicador Alternativa 1

2013 2018

SAIFI 0.310 0.329

CAIFI 0.311 0.329

SAIDI 10.328 10.651

CAIDI 33.275 32.424

EENS 1,043.1 1,248.3

SAIFI: Frecuencia de interrupción promedio del sistema (Salidas/Año) CAIFI: Frecuencia de interrupción promedio por usuario (Salidas/Año) SAIDI: Duración de interrupción promedio del sistema (Horas/Año) CAIDI: Duración de interrupción promedio por usuario (Horas/Año) EENS: Valor Esperado de Energía No Suministrada (MWh/Año)

De los resultados anteriores se derivan las siguientes conclusiones:

• En la red de EMSA, sin el proyecto, se espera que los consumidores tengan hasta 2 salidas/año con duración promedio de 36 horas por cada salida.

• Con la entrada del proyecto los indicadores de fallas mejoran ya que la tasa de fallas que se espera experimenten los consumidores se reducen a 0.3 salidas/año con duraciones de 33 horas por salida.

• La duración promedio de las interrupciones por usuario no se ve afectada significativamente con la entrada del proyecto, pues no se modifican los tiempos de indisponibilidad de los equipos.

• Igualmente con el proyecto el valor esperado de energía no suministrada disminuye considerablemente.

En el análisis se asume que todas las cargas pueden ser racionadas en cualquier cantidad. El objetivo es hallar un esquema de deslastre en el cual se racione la menor cantidad de demanda posible. La función de valoración de confiabilidad usa índices de sensibilidad lineales para seleccionar aquellas cargas que tienen mayor contribución al total de sobrecargas y realiza un proceso de optimización lineal que



minimiza la cantidad total de demanda a racionar. En siguiente tabla se presenta el valor esperado de racionamiento y los indicadores de frecuencia y duración esperada de las cargas del sistema de EMSA en el año 2013 y en el Anexo 5 se tiene el detalle de las simulaciones de confiabilidad por escenario de demanda en los dos años analizados.

Tabla 21. Indicadores de Confiabilidad por carga

Carga

2013

Promedio Promedio

Alternativa 0 Alternativa 1

TCIT TCIF AID LPENS TCIT TCIF AID LPENS

Ch/a C/a h MWh/a Ch/a C/a h MWh/a

Lod ACACIAS 1 58,86 1,67 35,22 131,09 0,77 0,06 11,87 1,88

Lod ACACIAS 2 58,86 1,67 35,22 193,78 0,77 0,06 11,87 2,79

Lod ALBORADA 58,87 1,67 35,21 138,82 0,77 0,06 11,82 2,00

Lod ALMAVIVA 83,45 2,15 37,11 201,06 0,92 0,07 12,83 2,27

Lod Alto de la Luna 108,97 2,80 37,85 6,73 26,73 0,74 36,28 1,53

Lod ARENALES 58,86 1,67 35,22 13,82 0,77 0,06 11,87 0,20

Lod ARIARI 108,97 2,80 37,85 31,12 26,58 0,73 36,24 7,01

LOD Barcelona 58,86 1,67 35,22 89,12 0,77 0,06 11,87 1,28

Lod BIOENERGY 100,59 2,57 38,30 1005,83 0,92 0,07 12,88 9,17

Lod CABUYARO 1 76,01 2,09 36,43 12,89 0,92 0,07 12,88 0,18

Lod CANTACLARO 76,01 2,09 36,43 34,86 0,92 0,07 12,88 0,49

Lod CASETABLA 76,01 2,09 36,43 46,16 0,92 0,07 12,88 0,64

Lod CATAMA 58,86 1,67 35,22 277,12 0,44 0,03 6,42 2,45

Lod CENTRO 58,87 1,67 35,21 161,33 0,77 0,06 11,82 2,33

Lod CEPCOLSA 76,01 2,09 36,43 1368,03 0,92 0,07 12,88 16,50

Lod CHAVITA 58,86 1,67 35,22 201,01 0,77 0,06 11,87 2,89

Lod CNEGROS 1 83,45 2,15 37,11 334,44 0,92 0,07 12,83 3,78

Lod CNEGROS 2 83,45 2,15 37,11 333,57 0,92 0,07 12,83 3,76

Lod CNEGROS 3 83,45 2,15 37,11 228,55 0,92 0,07 12,83 2,58

Lod CNEGROS 4 83,45 2,15 37,11 267,42 0,92 0,07 12,83 3,02

Lod CORALINA 58,87 1,67 35,21 141,36 0,77 0,06 11,82 2,04

Lod CUBARRAL 1 84,38 2,32 36,29 51,66 26,58 0,73 36,24 16,38

Lod CUCHARON 58,86 1,67 35,22 122,95 0,77 0,06 11,87 1,77

Lod CUMARAL 83,44 2,15 37,12 92,27 0,92 0,07 12,88 1,04

Lod DINAMARCA 58,86 1,67 35,22 27,00 0,77 0,06 11,87 0,39

Lod DORADO 108,97 2,80 37,85 18,31 26,58 0,73 36,24 4,13

Lod EL DELIRIO 84,38 2,32 36,29 42,08 26,58 0,73 36,24 13,34

Lod ESMERALDA 83,44 2,15 37,12 24,94 0,77 0,06 11,87 0,23

Lod ESPERANZA 58,87 1,67 35,21 169,68 0,77 0,06 11,82 2,45



Carga

2013

Promedio Promedio




Lod FASENDA(1) 76,01 2,09 36,43 28,19 0,92 0,07 12,88 0,39

Lod FTE DE ORO 1 84,38 2,32 36,29 50,88 26,58 0,73 36,24 16,13

Lod GALAN 83,44 2,15 37,12 31,65 0,77 0,06 11,87 0,29

Lod GRANADA 1 84,38 2,32 36,29 184,27 26,58 0,73 36,24 58,41

Lod GRANADA 2 84,38 2,32 36,29 199,23 26,58 0,73 36,24 63,15

Lod GRANADA 3 84,38 2,32 36,29 101,35 26,58 0,73 36,24 32,12

Lod GUAMAL 58,86 1,67 35,22 95,90 0,77 0,06 11,87 1,38

Lod GUAYURIBA 58,86 1,67 35,22 36,02 0,77 0,06 11,87 0,52

Lod HOCOL 76,01 2,09 36,43 1067,75 0,44 0,03 6,42 8,73

Lod ALTILLANURA 76,01 2,09 36,43 152,51 0,44 0,03 6,42 1,05

Lod JAPON 83,44 2,15 37,12 125,96 0,92 0,07 12,88 1,42

Lod LAJULIA 84,38 2,32 36,29 13,63 26,58 0,73 36,24 4,32

Lod LEJANIAS 84,38 2,32 36,29 40,88 26,58 0,73 36,24 12,95

Lod MESETAS R 84,38 2,32 36,29 13,63 26,58 0,73 36,24 4,32

Lod MESETAS UR 84,38 2,32 36,29 36,35 26,58 0,73 36,24 11,52

Lod MOLINOS_3 58,86 1,67 35,22 104,47 0,77 0,06 11,87 1,50

Lod PALMERAS 58,86 1,67 35,22 44,99 0,77 0,06 11,87 0,65

Lod PIPIRAL 83,44 2,15 37,12 12,33 0,92 0,07 12,88 0,14

Lod POMPEYA 65,23 1,82 35,77 43,35 0,79 0,06 12,03 0,58

Lod PORFIA 58,87 1,67 35,21 86,13 0,77 0,06 11,82 1,24

Lod PORVENIR 83,45 2,15 37,11 316,35 0,92 0,07 12,83 3,57

Lod PRESENTADO 83,44 2,15 37,12 9,98 0,77 0,06 11,87 0,09

Lod PTO LIMON 84,38 2,32 36,29 36,93 26,58 0,73 36,24 11,71

Lod PTO LLERAS 84,38 2,32 36,29 44,61 26,58 0,73 36,24 14,14

Lod PTO LOPEZ 1 76,01 2,09 36,43 153,11 0,92 0,07 12,88 2,13

Lod PTO LOPEZ 2 76,01 2,09 36,43 38,85 0,92 0,07 12,88 0,54

Lod PTO RICO 84,38 2,32 36,29 29,32 26,58 0,73 36,24 9,30

Lod RESTREPO 83,44 2,15 37,12 68,20 0,92 0,07 12,88 0,77

Lod RURAL 83,45 2,15 37,11 304,02 0,92 0,07 12,83 3,43

Lod SALINAS 83,44 2,15 37,12 101,63 0,92 0,07 12,88 1,15

Lod SAN CARLOS 58,86 1,67 35,22 36,00 0,77 0,06 11,87 0,52

Lod SAN LORENZO 58,86 1,67 35,22 11,01 0,77 0,06 11,87 0,16

Lod SAN MARTIN 1 84,38 2,32 36,29 119,45 26,58 0,73 36,24 37,86

Lod SAN MARTIN 2 84,38 2,32 36,29 48,52 26,58 0,73 36,24 15,38

Lod SJ DE ARAMA 84,38 2,32 36,29 28,20 26,58 0,73 36,24 8,94

Lod SJ GUAVIRE 3 180,77 4,65 38,56 481,90 99,19 2,60 38,18 251,62



Carga

2013

Promedio Promedio




Lod SJ GUAVIRE 7 180,77 4,65 38,56 481,90 99,19 2,60 38,18 251,62

Lod SN ISIDRO 83,45 2,15 37,11 280,83 0,92 0,07 12,83 3,17

lod TCOFREM 58,87 1,67 35,21 140,84 0,77 0,06 11,82 2,03

Lod TRAPICHE 58,87 1,67 35,21 161,67 0,77 0,06 11,82 2,33

Lod TUNELES 58,86 1,67 35,22 27,40 0,77 0,06 11,87 0,40

Lod URIBE 84,38 2,32 36,29 30,48 26,58 0,73 36,24 9,66

Lod VANGUARDIA 83,45 2,15 37,11 108,14 0,92 0,07 12,83 1,22

Lod Vcencio Ind_1 58,86 1,67 35,22 328,05 0,77 0,06 11,87 4,72

Lod VERACRUZ 83,44 2,15 37,12 35,83 0,92 0,07 12,88 0,40

Lod VIOLETAS 58,86 1,67 35,22 31,59 0,77 0,06 11,87 0,45

Lod VISTA HERMOSA

84,38 2,32 36,29 77,89 26,58 0,73 36,24 24,69

LOD_El Castillo 84,38 2,32 36,29 19,20 26,58 0,73 36,24 6,08

ODL(1) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,44 0,03 6,42 9,78

Rubí 42,55 1,16 19,79 9,46 0,00 0,00 0,00 0,00

TCIT: Tiempo total de interrupción de la carga (Horas/Año) TCIF: Frecuencia de interrupción de la carga (Salidas/Año) AID: Duración promedio por cada salida de la carga (Horas/Año) ENS: Valor esperado de racionamiento de energía (MWh/Año).

Se observa como todas las cargas pueden verse afectadas ante una falla en la red de EMSA, presentando en promedio 2 salidas por año, con duración promedio de 35 horas/año. Con la entrada del proyecto, estos indicadores se reducen considerablemente para algunas de las cargas.

12. PÉRDIDAS SIN

A partir de los análisis técnicos de estado estable de cada uno de los escenarios y períodos de demanda, se calcularon las pérdidas de energía para todo el SIN, incluyendo las líneas de 220 kV y 500 kV para los años 2013 y 2018.

Las pérdidas se determinaron para un escenario de generación hidráulico y térmico, para los casos de demanda máxima, media y mínima.

A continuación se muestran los resultados de las pérdidas de energía y potencia calculadas para los casos sin proyecto y con proyecto:



Tabla 22. Pérdidas de Potencia y Energía en el SIN – Año 2013 Alt. Pérdidas (MW) Pérdidas (MW) Pérdidas

Energía Escenario Hidraulico Escenario Térmico Max Med Min Max Med Min MWh/Año

1 235.92 131.50 69.97 235.66 150.32 98.44 1,338,672.18

2A 241.81 137.40 75.53 242.02 156.50 83.55 1,372,232.10

2B 239.71 134.29 72.46 238.77 153.17 80.45 1,345,464.83

3 235.30 130.74 69.27 234.87 149.51 77.24 1,313,419.65

Tabla 23. Pérdidas de Potencia y Energía en el SIN – Año 2018 Alt. Pérdidas (MW) Pérdidas (MW) Pérdidas

Energía Escenario Hidraulico Escenario Térmico Max Med Min Max Med Min MWh/Año

1 301.49 166.19 81.36 284.86 204.39 98.44 1,685,321.80

2A 307.25 172.07 87.13 290.88 204.35 104.27 1,722,661.30

2B 303.94 168.86 83.89 287.29 200.96 100.96 1,693,470.43

3 300.46 165.47 80.68 284.03 203.48 97.76 1,678,176.93

De las tablas anteriores se puede observar que la alternativa 3 es la que presenta menores pérdidas y la alternativa de mayores pérdidas es la 2A.

13. RESULTADOS VALORACIÓN ECONOMICA

La evaluación económica se realizó costeando los activos de uso que se remuneran mediante cargos por uso.

La valoración económica se realiza para un periodo de 25 años, con una tasa de retorno del 13%.

Para el cálculo de los costos de inversión, se tuvieron en cuenta los siguientes activos para cada alternativa:

• Alternativa 1: Bahía de línea en Chivor, línea Chivor - Altillanura 220 kV, Subestación Altillanura 220 kV, Transformador Altillanura 220/115 kV (150 MVA), bahía de transformador en Altillanura 115 kV, compensaciones y bahías de línea en Altillanura 115 kV (necesarias para los bancos de compensación)

• Alternativa 2: Bahía de línea en Chivor, Línea Chivor – Campo Bonito 220 kV, Subestación Campo Bonito 220 kV, Transformador Campo Bonito 220/115 kV (150 MW), compensaciones y bahías de línea en Altillanura 115 kV.

• Alternativa 3: Bahías de línea en Chivor, Líneas Chivor - Altillanura 220 kV, Subestación Altillanura 220 kV, Transformador Altillanura



220/115 kV (150 MVA) y bahía de transformador en Altillanura 115 kV

13.1. COSTOS DE INVERSIÓN

En el anexo 1 se encuentran detallados los elementos que componen los costos de inversión. A continuación se muestran en la Tabla 24 y Tabla 25 un resumen de los costos de inversión del proyecto de conexión de Carga en la nueva Subestación Altillanura, para cada una de las alternativas analizadas.

Tabla 24. Costo de inversión Activos de Uso

Alternativa Costos

Inversión [MCOP]

Alt. 1 65.194,43

Alt. 2A 74. 782,08

Alt. 2B 76.823

Alt. 3 116.520,97

13.2. GASTOS AOM

De acuerdo con el porcentaje del 2.27 % del costo de la inversión del proyecto, definido por la Resolución de la CREG 102 del 2009 se estiman los gastos de administración, operación y mantenimiento del proyecto, durante un horizonte de 25 años a una tasa de descuento del 13 %.

Tabla 25. AOM Activos de Uso

Alternativa AOM

[MCOP]

Alt. 1 1.499

Alt. 2A 1.471

Alt. 2B 1.744

Alt. 3 2.645

13.3. VALORACIÓN ECONÓMICA DE LAS PÉRDIDAS

Para la valoración económica, las pérdidas se convierten a energía (MWh) considerando las duraciones de demanda máxima, media y mínima, para luego valorar con el precio promedio de generación en bolsa y el costo promedio del cargo T para el año 2009.

La valoración se realizó con respecto a la alternativa de menores pérdidas en los años de estudio, por lo tanto se tomo como referencia este caso.



Tabla 26. Pérdidas Año 2013

Alt. Diferencia

(MWh/Año)

Costo Anual

[MCOP ] 1 25,253 4,034

2A 58,812 9,396

2B 32,045 5,120

3 0 0

Tabla 27. Pérdidas Año 2018

Alt. Diferencia

(MWh/Año)

Costo Anual

[MCOP ] 1 7,145 1,141

2A 44,484 7,107

2B 15,294 2,443

3 0 0

13.4. BENEFICIOS

El cálculo de los beneficios del proyecto se hace teniendo en cuenta los resultados de confiabilidad y los resultados de determinar la diferencia entre generar con combustible diesel vs. alimentación con energía eléctrica.

13.4.1. Beneficios por Confiabilidad

Los beneficios se evalúan como la diferencia de costos entre el caso 0, es decir, caso sin proyecto, y la alternativa 1. Para esto se valora el costo de racionamiento con el primer segmento de costos publicados por la UPME a Febrero de 2010, el cual es de 612,84 $/kWh

Los resultados de los beneficios por racionamiento con su costo respectivo se presentan en la tabla siguiente. Para los años en los cuales no se corrió el modelo, se hace una interpolación lineal del racionamiento entre los dos años contiguos de simulación:

Tabla 28. Costos de Racionamiento

Año Racionamiento sin proyecto [MWh]

Racionamiento con proyecto

[MWh]

Diferencia [MWh]

Costo [MCOP]

2013 13,021.65 1,043.11 11,978.54 7,340.93

2014 14,317.18 1,008.92 13,308.26 8,155.83

2015 15,612.71 974.73 14,637.98 8,970.74

2016 16,908.24 940.54 15,967.70 9,785.64



Año Racionamiento sin proyecto [MWh]

Racionamiento con proyecto

[MWh]

Diferencia [MWh]

Costo [MCOP]

2017 18,203.76 906.34 17,297.42 10,600.55

2018 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2019 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2020 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2021 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2022 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2023 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2024 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2025 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2026 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2027 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2028 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2029 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2030 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2031 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2032 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2033 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2034 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2035 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2036 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

2037 5,248.48 1,248.27 4,000.21 2,451.49

13.4.2. Beneficios por alimentar con energía eléctrica vs combustible (Diesel)

Para el cálculo de estos beneficios se determina la diferencia de generar energía con combustible (Diesel) Vs valor de la energía aplicada en el nivel de tensión 4 de EMSA.

Se tuvieron en cuenta las siguientes consideraciones para los costos con generación Diesel:

• Para el cálculo de generar energía con Diesel, solo se tiene en cuenta el valor del combustible $/gl 6029.77 y la eficiencia promedio de las plantas 0.2 kg/kWh .

• Usando estos datos, se obtiene un costo de generación de $/kWh 376.86. Este precio no considera instalación de equipos ni el mantenimiento de los mismos.

• El valor de la energía aplicada en el nivel de tensión 4 de EMSA a noviembre de 2009 es $/kWh 200.99



• Duraciones: Escenario Hidráulico 6 meses, Escenario Térmico 6 meses, Demanda Máxima 6 horas, Media 13 horas y Mínima 5 horas.

Los resultados finales se resumen en la tabla siguiente:

Tabla 29. Diesel vs Energía Eléctrica

AÑO

Carga (MW) Energía SIN

($/kWh Nov/09)

Diesel ($/kWh Nov/09)

Diferencia ($/kWh Nov/09) Max Med Min MWh/Año

2013 60.57 60.57 60.57 530,593.20 106,596.17 199,959.26 93,363.08

2014 61.18 61.18 61.18 535,936.80 107,669.70 201,973.05 94,303.34

2015 61.51 61.51 61.51 538,827.60 108,250.46 203,062.47 94,812.01

2016 61.75 61.75 61.75 540,930.00 108,672.84 203,854.78 95,181.95

2017 61.93 61.93 61.93 542,506.80 108,989.62 204,449.02 95,459.40

2018 62.07 62.07 62.07 543,733.20 109,236.00 204,911.20 95,675.20

2019 62.21 62.21 62.21 544,959.60 109,482.38 205,373.38 95,890.99

2020 62.32 62.32 62.32 545,923.20 109,675.97 205,736.52 96,060.55

2021 62.72 62.72 62.72 549,427.20 110,379.92 207,057.04 96,677.11

2022 62.95 62.95 62.95 551,442.00 110,784.70 207,816.33 97,031.64

2023 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2024 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2025 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2026 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2027 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2028 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2029 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2030 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2031 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2032 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2033 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2034 63.11 63.11 63.11 552,843.60 111,066.28 208,344.54 97,278.26

2035 64.58 64.58 64.58 565,720.80 113,653.31 213,197.44 99,544.13

2036 64.58 64.58 64.58 565,720.80 113,653.31 213,197.44 99,544.13

2037 64.58 64.58 64.58 565,720.80 113,653.31 213,197.44 99,544.13

12.4.3 Costos y Beneficios Totales

Al sumar los VPN de las inversiones, el AOM ,el ANE, y las pérdidas se obtienen los costos totales de cada proyecto; de igual forma al sumar los VPN del ahorro por racionamiento y de la diferencia de generar con Diesel Vs Alimentación desde



el SIN, se obtienen los beneficios totales del proyecto. Los resultados finales se resumen en la siguiente tabla:

Tabla 30. Costos totales del proyecto [MCOP]

ALTERNATIVA

COSTOS TOTALES BENEFICIOS

INVERSION AOM ANE PERDIDAS CONFIABILIDAD EE vs

DIESEL

1 57.694 10.778 2.689 18.488,08 ------ 699.382

TOTAL 89.650 699.382 1

1 57.694 10.778 2.689 18.488,08 38.088,44 699.382

TOTAL 89.650 737,471

2A 57.234 10.635 2.677 60.908,77 ------ 699.382

TOTAL 131.456 699.382

2B 67.890 11.665 3.149 27.207,00 ------ 699.382

TOTAL 109.911 699.382

3 103.116 19.263 4.797 ------ ------ 699.382

TOTAL 127.126 699.382

12.4.4 Relación Beneficio Costo

De acuerdo con las tablas anteriores, se determina la relación B/C de cada uno de los proyectos. Los resultados obtenidos se pueden observar en la tabla siguiente:

Tabla 31. Relación B/C de las alternativas

ALTERNATIVA B/C

1 7.80

12 8.23

2A 5.32

2B 6.36

3 5.50

De las tablas anteriores se observa que la alternativa que presenta los más bajos costos es la 1y la alternativa con mayores costos es la alternativa 2A. Se observa también que todas alternativas son viables económicamente ya que su relación B/C es superior a 1, siendo la alternativa 1 la que presenta la mayor relación B/C

1 Considerando beneficios por confiabilidad. 2 Considerando Beneficios por confiabilidad



(7.80). Si adicionalmente, se tiene en cuenta el beneficio por confiabilidad para la alternativa 1, la relación B/C aumenta a 8.23



14. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

FLUJO DE CARGA

� Los resultados muestran que la alternativa 1 no presenta problemas para atender una demanda de 60 MW en la subestación Altillanura 115 kV. Si esta demanda aumenta hasta 80MW, es necesario instalar 1 compensación de 27 Mvar para atender toda la demanda y mantener un perfil de tensión adecuado en la zona.

� Para atender una demanda de hasta 167 MW del campo Rubiales, considerando la alternativa 1, es necesario instalar en las Subestaciones Rubiales 34.5 kV alrededor de 104 Mvar y en Altillanura 115 kV, 54 Mvar.

� La alimentación de 80 MW en la subestación Altillanura 115 kV mediante la alternativa 2 presenta problemas de tensión en la zona, por lo que se requiere la instalación de alrededor de 72 Mvar en nueve pasos en esta subestación.

� La alternativa 3 no muestra inconvenientes para atender una demanda de hasta 80 MW en la subestación Altillanura 115 kV.

� Si se desea atender la demanda de Rubiales mediante la alternativa 3, sería necesario instalar hasta 78 Mvar en la subestación Rubiales 34.5 kV.

� Se recomienda que el transformador de Altillanura 220/115 kV tenga una potencia de 150 MVA, para que ante una eventual contingencia en los transformadores de Reforma 230/115 kV, pueda enviarse potencia hacia Villavicencio y atender la demanda de la zona del proyecto sin sobrepasar la capacidad del mismo.

CORTOCIRCUITO

� Las evaluaciones de cortocircuito permitieron verificar para las diferentes alternativas de conexión de la nueva demanda, que no se presentarían corrientes de falla con magnitudes superiores a las capacidades de interrupción típicas de los equipos.

ESTABILIDAD DINÀMICA

� Mediante el análisis de estabilidad se pudo establecer que ante alguno de los eventos simulados, el sistema permanece estable ya que se tienen oscilaciones amortiguadas en el tiempo y no se presentan problemas en la red.



CONFIABILIDAD

�� Del análisis de confiabilidad se tiene que con la entrada del proyecto mediante la alternativa 1 se disminuye considerablemente la energía no suministrada con respecto al caso sin proyecto.

�� Adicionalmente, se espera que el tiempo total de interrupción por año de las cargas disminuya, así como la frecuencia de interrupción de las mismas.

�� Con la entrada del proyecto, se espera que la frecuencia de interrupción por usuario disminuya, pasando de 2.09 salidas /año para el caso sin proyecto a 0.31 salidas/año para el caso con alternativa 1.

�� La duración de interrupción promedio por usuario no se ve afectada significativamente, pues con la entrada del proyecto, los tiempos de indisponibilidad de los equipos no se modifican.

EVALUACIÓN ECONÓMICA Y PÉRDIDAS

� La evaluación económica del proyecto muestra que la alternativa con menores costos de inversión es la alternativa 2A y la que presenta los mayores costos de inversión es la 3.

� La alternativa con menores pérdidas es la 3 seguida por la 1. La que presenta las mayores pérdidas es la 2A.

� Considerando los costos de inversión, AOM, Activo no Eléctrico (ANE) y las pérdidas, la alternativa que presenta los menores costos totales es la alternativa 1 y la que presenta los mayores costos totales es la 2A.

� Todas las alternativas analizadas presentan una relación beneficio / costo mayor a 1; La alternativa 1 es la que presenta la mayor relación (7.80) seguida por la alternativa 2B (6.36), y la alternativa 2A es la que presenta la menor relación (5.32).

CONCLUSIONES GENERALES

� La alternativa 3 presenta muy buen desempeño técnico para alimentar una demanda de hasta 80 MW en la subestación Altillanura 115 kV, pues no se requiere la instalación de compensación capacitiva para mantener un buen perfil de tensiones en la zona al atender esta demanda.

� Si mediante la alternativa 3 se requiere alimentar la demanda de Rubiales, se deben instalar 78 Mvar en la subestación Rubiales 34.5 kV.



� La alternativa 3 presenta costos totales mayores a la alternativa 1, las pérdidas más bajas de todas las alternativas y una relación beneficio/ costo de 5.50

� De igual forma, la alternativa 1 presenta un buen desempeño técnico, considerando adicionalmente, la instalación de 27 Mvar de compensación para atender una demanda de hasta 80 MW en la subestación Altillanura 115 kV.

� Si se alimenta la demanda de Rubiales mediante la alternativa 1, se requiere la instalación de hasta 104 Mvar en Rubiales 34.5 kV y 54 Mvar en Altillanura 115 kV.

� La alternativa 1, presenta los menores costos de inversión, bajas pérdidas y la mayor relación beneficio costo: 7.80. Si adicionalmente, se consideran los beneficios por confiabilidad, la relación B/C aumenta a 8.23



15. REFERENCIAS

[1.] República de Colombia. Ministerio de Minas y Energía. Unidad de Planeación Minero Energética – UPME. Plan de expansión de referencia 2009 - 2023. Bogotá D.C.

[2.] Resolución CREG 025 de 1995 (Código de Redes)

[3.] Resolución CREG 097 de 2008

[4.] Resolución CREG 102 de 2009

[5.] Kundur, Prabha. Power System Stability and Control. McGraw-Hill, Inc, 1994.

estudios de conexiÓn de carga en la red de … · presentar el informe con los estudios...

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