ESTUDIO DE PLANEAMIENTO SISTEMA ELÉCTRICO EMSA 2011 - …emsa-esp.com.co/new/contratacion/docs/docs535/Inv007-11... · 2020-02-21 · ESTUDIO DE PLANEAMIENTO SISTEMA ELÉCTRICO EMSA

ESTUDIO DE PLANEAMIENTO SISTEMA

ELÉCTRICO EMSA 2011 - 2020

INFORME FINAL DE PLANEACIÓN

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Cali, Diciembre 15 de 2010

Ca l l e 3 ª A # 65 - 118 . Tel.: +(57 2) 489 7000 Fax: +(57 2) 489 7131

Correo-e: [email protected] - http://www.gers.com.co Cali - Colombia

Archivo: [ INFORME_FINAL_PLANEACIÓN_EMSA - V2.docx ] Contrato: [ E42-18 ]

Elaboró Revisó Aprobó

JRAS CQ

CAGS JMG

ESTUDIO DE PLANEAMIENTO SISTEMA ELÉCTRICO EMSA 2011 - 2020

Revisión No. 0

Diciembre 15 de 2010

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ÍÍNNDDIICCEE DDEE MMOODDIIFFIICCAACCIIOONNEESS

ÍNDICE REVISIÓN

SECCIÓN MODIFICADA FECHA MODIFICACIÓN OBSERVACIÓN

0 - DICIEMBRE 15 2010 VERSIÓN ORIGINAL


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Pág. 2

TTAABBLLAA DDEE CCOONNTTEENNIIDDOO

11.. AANNTTEECCEEDDEENNTTEESS EE IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN ....................................................................................... 7

22.. OOBBJJEETTIIVVOOSS .............................................................................................................................. 10

2.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................................... 10

33.. IINNFFOORRMMAACCIIÓÓNN UUTTIILLIIZZAADDAA ..................................................................................................... 11

3.1 SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y CONSIDERACIONES GENERALES .................................. 11

3.2 SISTEMA ELÉCTRICO EMSA................................................................................................ 14

3.3 DEMANDA .............................................................................................................................. 18

3.4 OBRAS REQUERIDAS A TENER EN CUENTA Y UBICACIÓN GEOGRÁFICA. .................. 25

44.. CCRRIITTEERRIIOOSS ............................................................................................................................... 30

55.. MMEETTOODDOOLLOOGGÍÍAA ........................................................................................................................ 31

5.1 ANÁLISIS EN ESTADO ESTACIONARIO .............................................................................. 31

5.2 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO ........................................................................................... 33

5.3 ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ......................................................................... 34

5.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................................................................. 34

66.. RREESSUULLTTAADDOOSS .......................................................................................................................... 37

6.1 RED EMSA 2010 (ESTADO ACTUAL) ................................................................................... 37

6.2 ANÁLISIS CASOS 230 KV ..................................................................................................... 41

6.2.1 PERSPECTIVA DESDE EL PUNTO DE VISTA DE PÉRDIDAS – OBRAS 230 KV ....................... 45

6.2.2 CONTINGENCIAS N-1 Y POTENCIA NO SUMINISTRADA ........................................................... 50

6.2.3 ELECCIÓN MEJOR OPCIÓN TÉCNICA PARA OBRAS 230 KV ................................................... 61

6.3 ANÁLISIS DE OBRAS Y FECHAS DE ENTRADA ................................................................. 62

6.3.1 AÑO 2011 ........................................................................................................................................ 66

6.3.2 AÑO 2012 ........................................................................................................................................ 67

6.3.3 AÑO 2013 ........................................................................................................................................ 69

6.3.4 AÑO 2014 ........................................................................................................................................ 70

6.3.5 AÑO 2015 ........................................................................................................................................ 71

6.3.6 AÑO 2016 ........................................................................................................................................ 71

6.3.7 AÑO 2017 ........................................................................................................................................ 71


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Pág. 3

6.3.8 AÑO 2018 ........................................................................................................................................ 72

6.3.9 AÑO 2019 ........................................................................................................................................ 73

6.3.10 AÑO 2020 ........................................................................................................................................ 74

6.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................................................................. 76

6.4.1 AÑO 2012 ........................................................................................................................................ 77

6.4.2 AÑO 2013 ........................................................................................................................................ 85

6.4.3 SEGUNDO TRANSF. TRIDEVANADO EN PARALELO 115/34.5/13.2 KV EN LA S/E OCOA. ..... 87

6.4.4 AÑO 2018 ........................................................................................................................................ 90

6.4.5 AÑO 2019 ........................................................................................................................................ 92

6.4.6 AÑO 2020 ........................................................................................................................................ 97

6.5 ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ....................................................................... 100

6.5.1 GENERALIDADES ......................................................................................................................... 101

6.5.2 SISTEMAS DE CONTROL DEL GENERADOR ............................................................................ 101

6.5.3 GOBERNADORES Y TURBINAS .................................................................................................. 102

6.5.4 REGULADORES AUTOMÁTICOS DE VOLTAJE ......................................................................... 103

6.5.5 MODELOS DINÁMICOS ................................................................................................................ 103

6.5.6 ASPECTOS DE ESTABILIDAD ..................................................................................................... 105

6.5.7 CONSIDERACIONES GENERALES Y DE OPERACIÓN ............................................................. 106

6.5.8 CASOS BAJO ANÁLISIS Y CONTINGENCIAS ............................................................................ 107

6.5.9 ANÁLISIS DE RESULTADOS ....................................................................................................... 109

6.6 ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO ......................................................................................... 110

LLIISSTTAA DDEE TTAABBLLAASS Tabla 4.1. Enlaces normalmente abiertos a nivel 34.5 kV, año 2010. 18

Tabla 4.2. Demanda eléctrica de EMSA simulada para el año 2010. 19

Tabla 4.3. Proyección anual de la potencia máxima nacional 21

Tabla 4.4. Información de demanda S/E CDC Centro Distribución Castilla. Actual. 23

Tabla 4.5. Información de demanda S/E TERMOSURIA 115. Actual. 23

Tabla 4.6. Información de demanda S/E CDO Centro Distribución Orotoy. Futura. 23

Tabla 4.7. Información de demanda de la Carga CEPCOLSA. 24

Tabla 4.8. Información de demanda máxima de la Carga HOCOL. 24

Tabla 4.9. Información de demanda de la Carga BIOENERGY. 24

Tabla 4.10. Estado de las obras requeridas en el anterior plan de expansión de EMSA. 25

Tabla 5.1. Límites de la tensión de operación para niveles 230, 115 y 34.5 kV. 30

Tabla 7.1. Tabla resumen resultados EMSA 2010 37

Tabla 7.2. Tabla resumen caso base, opción 1. 46



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Tabla 7.5. Pérdidas por nivel de tensión, opción 1. 49



Tabla 7.8. Contingencia 1, opción 1. 51














Tabla 7.22. Proyectos y fecha de entrada. 65

Tabla 7.23 Costo de UC para las líneas 230 kV 78

Tabla 7.24 Costo de UC para la subestación de Conexión al STN 78

Tabla 7.25 Costo de UC para la subestación Suria 115 kV 78

Tabla 7.26 Total de inversión del Proyecto SURIA 230 kV tanto en el STN como en el STR. 79

Tabla 7.27 Inversión anualizada del Proyecto SURIA 230 kV tanto en el STN como en el STR. 79

Tabla 7.28 Costo de AOM y ANE del Proyecto SURIA 230 kV tanto en el STN como en el STR. 79

Tabla 7.29 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 80

Tabla 7.30 Beneficios del Proyecto SURIA 230 kV 80

Tabla 7.31 Costo UC del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA–PTO.LOPEZ–BIOENERGY 115 kV 81

Tabla 7.32 Total de inversión del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV 82

Tabla 7.33 Inversión anualizada del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV 82

Tabla 7.34 Costo de AOM y ANE del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV 82


Tabla 7.36 Beneficios del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV 83

Tabla 7.37 Costo de UC para la subestación 83

Tabla 7.38 Total de inversión del Proyecto 84

Tabla 7.39 Inversión anualizada del Proyecto 84

Tabla 7.40 Costo de AOM y ANE del Proyecto 84


Tabla 7.42 Beneficios del Proyecto 85

Tabla 7.43 Costo de UC para la línea SURIA – GRANADA 115 kV 85






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Tabla 7.49 Costo de UC para el segundo transformador tridevanado en paralelo 115/34.5/13.2 kV en la S/E Ocoa 87






Tabla 7.55 Costo de UC para el Proyecto 90






Tabla 7.55 Costo de UC (R. CREG 011/2009) 93

Tabla 7.55 Costo de UC para el Proyecto (R. CREG 097/08) 93
























Tabla 7.23. Corrientes de Cortocircuito barrajes de 230 kV. 111

Tabla 7.24. Corrientes de Cortocircuito barrajes de 115 kV. 111

Tabla 7.25. Corrientes de Cortocircuito barrajes de 34.5 kV. 112


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Pág. 6

LLIISSTTAA DDEE FFIIGGUURRAASS

Figura 4.1. Diagrama unifilar del Sistema Transmisión Nacional NEPLAN. 13

Figura 4.2. Detalle Sistema Transmisión Nacional próximo al Meta. 14

Figura 4.3. Variantes Planeación EMSA. 15

Figura 4.4. Diagrama unifilar del sistema eléctrico de EMSA año 2010, niveles 230, 115 y 34.5 kV. 17

Figura 4.5. Localización geográfica de subestaciones de EMSA en el Meta, empleando Google Earth. 28

Figura 4.6. Localización geográfica de la subestación Reforma, empleando Google Earth. 29

Figura 6.1. Diagrama Unifilar con Resultados de Cortocircuito 33

Figura 7.1. Tensión barras de 230 kV, EMSA 2010. 39

Figura 7.2. Tensión barras de 115 kV, EMSA 2010. 39

Figura 7.3. Tensión barras de 34.5 kV, EMSA 2010. 40



Figura 7.6. Opción 1, proyecto 230 kV. 42



Figura 7.9. Opción3, proyecto 230 kV. 44

Figura 7.10. Pérdidas totales, tres opciones. 48

Figura 7.11. Convención diagramas. 63

Figura 7.12. Generador y sistemas de control asociados. 102

Figura 7.13 Modelo dinámico del gobernador y turbina de GUAVIO y CHIVOR. 104

Figura 7.14 Modelo dinámico del regulador de voltaje de GUAVIO. 104

Figura 7.15 Modelo dinámico del regulador de voltaje de CHIVOR. 104

Figura 7.16 Tensión nodos Suria y Reforma 230 kV. 108

Figura 7.17 Frecuencia nodos Suria y Reforma 230 kV. 109

LLIISSTTAA DDEE AANNEEXXOOSS

Anexo 1: Tablas de datos de elementos, red eléctrica EMSA año 2010.

Anexo 2: Resultados red eléctrica EMSA año 2010.

Anexo 3: Resultados de diagramas unifilares estado caso base y contingencias

proyectos de 230 kV año 2020.

Anexo 4: Resultados fecha de entrada de obras antes y después.

Anexo 5: Contingencias años de estudio con obras propuestas.

Anexo 6: Resultados Estabilidad transitoria.

Anexo 7: Resultados Cortocircuito.


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11.. AANNTTEECCEEDDEENNTTEESS EE IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN

El departamento del Meta es el corazón de la industria petrolera en Colombia y por lo tanto

el desarrollo de su economía para el bienestar del país es de relevante importancia.

Debido a lo anterior en los últimos años ha presentado una evolución en aumento, en la

demanda de energía eléctrica, la cual está ligada al desarrollo obligado de su

infraestructura eléctrica, dado que debe estar en capacidad de abastecer la demanda

proyectada para los próximos años.

El sistema eléctrico asociado al Departamento del Meta, atendido por la Electrificadora del

Meta S.A. (EMSA), alimenta una carga de características particulares por su importancia y

además por su cambio constante y su variabilidad en la tasa de crecimiento. Esto se debe

en gran medida a las altas inversiones que se realizan continuamente en su sector

petrolero, lo cual le agrega otro factor adicional: requerimientos de alta Confiabilidad.

Asimismo, se experimenta una inversión en otros sectores de la economía del Meta que

modifican constantemente sus proyecciones de demanda.

Lo anterior obliga a revisar en forma continua los planes de Expansión del sistema de

transmisión y subtransmisión y a realizar análisis frecuentes de sensibilidad en los planes.

Es responsabilidad del operador de red (Resolución 070 de 1998) programar y planear la

expansión de la red, el objetivo de los estudios de planeamiento es prever oportunamente

un plan de inversiones que garantice la prestación del servicio a mediano y largo plazo

cumpliendo con los requerimientos de calidad y confiabilidad establecidos en la regulación

(Resolución CREG 097 de 2008).

El sistema eléctrico de EMSA se compone de una única conexión al Sistema de

Transmisión Nacional en la subestación Reforma 230 kV, a través de dos transformadores

230/115 kV. El sistema de subtransmisión está conformado por un anillo a 115 kV


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conformado por las subestaciones Reforma, Ocoa y Barzal que se extiende radialmente

hasta las subestaciones Granada, Suria y Puerto López. De las subestaciones de 115 kV

se alimentan a través de transformación 115/34,5 kV las redes de Nivel 3. Todos los

circuitos a 34,5 kV operan de forma radial y al ser estos de gran longitud se producen

problemas de regulación de voltaje en subestaciones lejanas, pérdidas técnicas

relativamente altas, y baja confiabilidad.

En este documento se presenta el Plan de Expansión para el sistema eléctrico del

departamento del Meta operado por EMSA, encaminado a determinar el adecuado plan de

obras a ejecutar durante el periodo 2011–2020, que permitan asegurar la confiabilidad,

calidad, economía y oportunidad en el suministro de energía eléctrica de la región.

GERS posee una amplia experiencia (superior a doce años), con las empresas petroleras

de la región, lo cual le permite disponer de información determinante para llevar a cabo los

estudios. Por ejemplo, GERS realiza continuamente estudios de planeamiento para los

sistemas de Apiay, Suria y Castilla. Asimismo recientemente realizó estudios para el

sistema de Altillanura – Cristalina y Rubiales.

Las alternativas de proyectos nuevos, permitirán el correcto suministro a las cargas de

todo el sistema, en cuanto a cargabilidad y regulación de voltaje, en el horizonte

considerado. Las alternativas de nuevos proyectos corresponden a la ampliación en

capacidad de transformación en subestaciones, ampliación de subestaciones, nuevas

líneas en nivel de tensión de 115 kV y nuevas inyecciones de potencia a nivel de 230 kV,

entre otras.

Aun cuando todos los aspectos del Plan de Expansión son de alta relevancia, vale la pena

destacar tres aspectos:

A) En que forma se logrará importar potencia del STN en forma confiable y económica.


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B) Como lograr una red lo suficientemente robusta que de confianza al sector

Petrolero.

C) Como lograr un adecuado balance entre los aspectos financieros y los técnicos, en

un sistema con tan grandes distancia y en ocasiones con bajas cargas.

El Plan de Expansión, siempre tuvo presentes estos puntos.

El desarrollo de los análisis y la proyección del sistema, se realiza por medio del programa

de análisis de sistemas de potencia NEPLAN en su última versión (5.4.3), en el cual se

procedió a modelar el sistema eléctrico de EMSA, considerando los niveles de tensión de

115/34.5 kV, así como las fronteras al sistema eléctrico exterior en 230 kV y las barras de

carga en 13.2 kV.

En este documento también se incluye información de la demanda de potencia actual y

futura para los años comprendidos (factores de crecimiento de la demanda) en el periodo

de estudio 2010 – 2020 de este proyecto de planeamiento.

Posteriormente, una vez ingresada la información en el software de análisis, se realizaron

los análisis eléctricos respectivos para determinar la viabilidad técnica de los proyectos,

adicionalmente se llevaron a cabo los análisis de evaluación económica y tarifaria.


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22.. OOBBJJEETTIIVVOOSS

El objetivo principal de este estudio consiste en plantear el plan de Expansión del sistema

de transmisión regional STR y del sistema de distribución local SDL en nivel de tensión 3,

de acuerdo con los lineamientos de la regulación vigente. Lo anterior se traduce en un

conjunto y/o plan de obras en el período 2011-2020, con lo cual se logrará asegurar la

confiabilidad, calidad y economía del suministro de energía eléctrica de los clientes

atendidos por EMSA.

2.1 Objetivos específicos

Adicional al objetivo principal, se derivan objetivos adicionales al alcance previsto:

Actualización y recolección de información.

Determinación de pérdidas y cargabilidad de elementos para cada año.

Determinación de la demandas para cada año.

Perfiles de tensión de todas las barras de 115/34.5 kV, para cada año.

Determinación de nuevas obras.

Estimación fecha de entrada de nuevas obras.

Estabilidad transitoria STN.

Niveles de Cortocircuito año 2020.

Evaluación Económica de las nuevas obras.


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33.. IINNFFOORRMMAACCIIÓÓNN UUTTIILLIIZZAADDAA

Este punto resume la información y consideraciones utilizadas para el desarrollo del

Estudio. La mayoría de esta información se presentó en forma detallada en el informe de

recolección de información entregado a EMSA el 5 de Octubre del 2010.

3.1 Sistema de transmisión y consideraciones generales

Para los análisis se hizo uso del modelo completo del Sistema de Transmisión Nacional

(STN) de acuerdo a la base de datos que utiliza la Unidad de Planeación Minero

Energética UPME para determinar anualmente el Plan de Expansión de Referencia para

generación y transmisión. Este modelo incluye todo el detalle pertinente a nivel de 115 kV

en todo el país, incluyendo niveles de tensión inferiores cuando es necesario. Se obtuvo

un modelo equivalente completo de la red del sistema de transmisión nacional para cada

año del estudio, por medio de un aplicativo especial del software que permite reducir el

sistema. Este modelo es equivalente a la red nacional y tiene en cuenta las siguientes

consideraciones entre otras, como las más importantes a lo largo del periodo de estudio:

Entrada en operación de la subestación Nueva Esperanza 500 kV con

transformación de 450 MVA 500/230 kV, 2011.

Construcción de una línea a 230 kV entre la subestación existente Guavio y Nueva

Esperanza de 140 km, 2011.

Reconfiguración del circuito a 230 kV Tunal – Guavio para nueva inyección al

departamento del Meta por Suria, 2013.

Conexión del circuito a 230 kV Nueva Esperanza – San Mateo de 21 km, Nueva

Esperanza – Circo de 37 km y Nueva Esperanza – Paraíso de 17 km.

Se toman en cuenta la entrada de los proyectos de Generación en la expansión

como Porce III.


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La lista anterior presenta los proyectos más relevantes que afectan a EMSA, pero se

informa que también se incluyeron todos los proyectos definidos en el Plan de Expansión

Nacional.

En las Figura 3.1 y Figura 3.2 se presenta el diagrama del sistema eléctrico del STN

utilizado para el estudio en mención.


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Figura 3.1. Diagrama unifilar del Sistema Transmisión Nacional NEPLAN.


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Figura 3.2. Detalle Sistema Transmisión Nacional próximo al Meta.

3.2 Sistema eléctrico EMSA

Los datos iniciales involucran parámetros de elementos que conforman el sistema eléctrico

de EMSA, tales como líneas de transmisión y distribución, transformadores de dos y tres

devanados, transformadores Zig-Zag de puesta a tierra, cargas asociadas a los nodos y

cargas puntuales que se conectan en líneas de 34.5, entre otros. Lo anterior de acuerdo

LA_GUACA

PAIPA

CHIVOR

GUAVIO

PARAISO

SAN_CARLOS

SAN_FELIPE

LA_ENEA

LA_MESA

SAN_MATEO1TUNAL

CIRCO

TORCA

NOROESTE

BALSILLAS

MIROLINDO

VILLAVICENCIO

SOCHAGOTAPURNIO

MIEL

GUAC

PAIPA

ENEA

BALS

LSIE

PURNMIEL

MESA

BACATA

NOR2

TORC

VIV2

SAC2

MIEL2

MIEL2

TUNA

BAC5

NVA_ESPERANZA

NVESP5

GUANENTÁ

NPAI

GUANENTÁ

BAC2

NORTE_2

CIRC

SUR2

NVESP2

PARA

MARI

IBAG

SAC5

GUV2

CHIV

SURIA230

SURIA 115


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con la información, topología y demanda entregadas por EMSA. En el Anexo 1 se

presentan las tablas con los parámetros característicos de los elementos, acorde a la

información suministrada y revisada por EMSA.

De acuerdo con el documento de recolección de información, la red fue revisada

conjuntamente (EMSA-GERS) dando inicio al estudio. En el anterior informe se explicó el

manejo de variantes del software NEPLAN para facilitar la revisión de la red de EMSA

simulada, con ayuda del Visor. El estudio de planeamiento requiere el análisis año por año

debido al crecimiento de la demanda y de las obras necesarias para suplir esta demanda.

La visualización de resultados por año se debe activar desplegando la variante

correspondiente al año de estudio, esta metodología permite evaluar con eficacia técnica

las mejores opciones de obras para el sistema del Meta:

Figura 3.3. Variantes Planeación EMSA.

En la

ANEXO%201%20-%20DATOS%20RED%202010


Revisión No. 0


Pág. 16

Figura 3.4 se presenta el diagrama unifilar del sistema eléctrico de EMSA para el año

2010.


Revisión No. 0


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Figura 3.4. Diagrama unifilar del sistema eléctrico de EMSA año 2010, niveles 230, 115 y 34.5 kV.


Revisión No. 0


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Topología actual 2010 de la red eléctrica:

Acorde con la información suministrada por EMSA, a continuación en la Tabla 3.1 se

presentan los seis (6) enlaces en 34.5 kV, que actualmente se encuentran normalmente

abiertos en la red eléctrica de EMSA. En la red modelada se utilizaron los nombres de

nodos indicados en esta tabla:

Tabla 3.1. Enlaces normalmente abiertos a nivel 34.5 kV, año 2010.

Enlaces Normalmente Abierto

“T_RIO_OCOA” – “APIAY34.5”

“SEP_BRIGADA34.5” – “IDEMA34.5”

“SEP_BRIGADA34.5” – “T_COFREM”

“ESMERALDA34.5” – “T_POLICIA”

“T_RIO_OCOA” – “CATAMA_34.5”

“BARZAL3_34.5KV” – “B3_FUND”

“GUAMAL34.5kV” – “T_CASTILLA”

A partir de estudios realizados por GERS para ECOPETROL, a nivel de 115 kV se

consideró también el escenario en el cual se encuentra abierto el enlace entre las

subestaciones “SURIA ECOPETROL” y “SURIA EMSA”.

3.3 Demanda

Demanda actual 2010 de la red eléctrica: Como parte de la información requerida para modelar la operación del sistema, EMSA

remitió a GERS información de las mediciones de potencia activa y reactiva en demanda

máxima para el mes de julio de 2010. Estas demandas fueron modificadas desde el último

informe. Las demandas 2010 actualizadas para la red de EMSA se presentan en la

siguiente tabla:


Revisión No. 0


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Tabla 3.2. Demanda eléctrica de EMSA simulada para el año 2010.

Punto de Medida MW Mvar

TRANSF. OCOA 26.80 13.67

TRANSF. B1 25.05 13.5

TRANSF. B2 17.18 8.5

TRANSF. B3 26.29 17.64

TRANSF. B4 2.68 1.19

TRANSF. ESMERALDA 2.00 0.16

TRANSF. CAÑOS NEGROS 1 7.12 3.35

TRANSF. CAÑOS NEGROS 2 4.47 2.04

TRANSF. IDEMA 1 5.81 2.91

TRANSF. IDEMA 2 7.92 4.00

TRANSF. CATAMA 9.73 4.34

TRANSF. APIAY 2.63 1.49

TRANSF. SURIA 12.87 6.85

TRANSF. OCOA DEV 34.5 KV 17.07 6.98

TRANSF. OCOA DEV 13.2 KV 9.63 4.20

TRANSF. B3 DEV 34.5 KV 16.94 8.08

TRANSF. B3 DEV 13.2 KV 9.00 3.28

TRANSF. SURIA DEV 34.5 KV 11.30 5.30

TRANSF. SURIA DEV 13.2 KV 1.54 0.75

TRANSF. GRANADA 115/34.5 kV 25.18 9.14

TRANSF. GRANADA 34.5/13.2 kV 7.03 2.33

TRANSF. PUERTO LÓPEZ 115/34.5 kV 8.27 3.60

TRANSF. PUERTO LÓPEZ 34.5/13.2 kV 3.40 1.92

TRANSF. MEDELLIN DEL ARIARI 0.83 0.31

TRANSF. PUERTO GAITAN 3.41 1.36

TRANSF. CASTILLA 2.04 0.72

TRANSF. GUAMAL 3.33 1.24

TRANSF. SAN MARTIN 4.13 1.56

TRANSF. VISTAHERMOSA 1.77 0.80

TRANSF. CABUYARO 0.34 0.28

TRANSF. FUENTE DE ORO 1.45 0.61

TRANSF. SAN JUAN 0.80 0.34

TRANSF. PUERTO RICO 0.84 0.29

TRANSF. CUMARAL 4.94 1.28

TRANSF. ACACIAS 9.11 3.41

TRANSF. SURIMENA 2.55 1.25

TRANSF. CUBARRAL 0.87 0.27

TRANSF. URIBE 0.50 0.22


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Punto de Medida MW Mvar

TRANSF. PUERTO LIMON 0.75 0.34

TRANSF. PUERTO LLERAS 0.74 0.23

TRANSF. MESETAS 0.74 0.29

TRANSF. CASETABLA 0.39 0.27

TRANSF. EL RUBI 0.28 0.11

TRANSF. AGUAS CLARAS 0.83 0.32

TRANSF. PRESENTADO 0.19 0.04

TR_MURIBA 0.48 0.11

TR_DORADO 0.28 0.19

CANTA CLARO 0.13 0.12

JAPON 1.00 0.22

REFORMA LADO 34,5 kV 9.11 2.39

REFORMA LADO 13,2 kV 4.90 1.67

CAQUEZA 19.51 6.91

GUAVIARE - -

CDC - -

SURIA ECOPETROL - -

TERMOCOA - -

Para determinar la demanda del año 2010 en la subestación “San José del Guaviare”,

EMSA suministró un registro de mediciones de julio 1 al 15 de 2010 en el circuito de 115

kV que sale de la “S/E GRANADA” hacia dicha subestación. De este registro de

mediciones GERS empleó el máximo valor de la potencia trifásica, 6.7 MW, y asumió un

factor de potencia de 0.9, igual al de las cargas modeladas en San José del Guaviare.

Para las subestaciones de ECOPETROL “CDC” y “SURIA 115”, se obtuvo la información

de la demanda del año 2010 a partir de información de estudios realizados por GERS para

ECOPETROL. Los valores se presentan en la tabla de cargas en el Anexo 1.

Complementario a la información de cargas conectadas a los nodos del sistema, EMSA

también remitió información para identificar y definir cargas de línea. Los datos

actualizados en la red eléctrica modelada se presentan en la tabla de cargas de línea en el

Anexo 1.

ANEXO%201%20-%20DATOS%20RED%202010

ANEXO%201%20-%20DATOS%20RED%202010


Revisión No. 0


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Factores de proyección de demanda

Para el estudio de planeamiento de los años 2011-2020 se tomó como base los datos de

demanda, estructura y topología de la red eléctrica de EMSA en el año 2010, validada

mediante un análisis de flujo de carga.

De acuerdo a lo convenido con EMSA, el crecimiento en la demanda para los años

siguientes se ha llevado a cabo empleando la información de la proyección anual de la

potencia máxima nacional suministrada por la UPME. Para todas las cargas de 34.5 kV se

aplicó la tasa de crecimiento del escenario alto para los cuatro primeros años y luego la

tasa de crecimiento media. En la

Tabla 3.3 se presenta esta información.

Tabla 3.3. Proyección anual de la potencia máxima nacional

Año Demanda Potencia Máxima [MW] Tasa de Crecimiento [%]

Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto

2008 9,079 9,079 9,079 - - -

2009 9,183 9,299 9,415 1.1% 2.4% 3.7%

2010 9,267 9,504 9,741 0.9% 2.2% 3.5%

2011 9,397 9,733 10,069 1.4% 2.4% 3.4%

2012 9,538 9,951 10,369 1.5% 2.2% 3.0%

2013 9,723 10,233 10,774 1.9% 2.8% 3.9%

2014 9,925 10,541 11,216 2.1% 3.0% 4.1%

2015 10,212 10,956 11,783 2.9% 3.9% 5.1%

2016 10,443 11,330 12,319 2.3% 3.4% 4.5%

2017 10,616 11,644 12,806 1.7% 2.8% 4.0%

2018 10,859 12,064 13,424 2.3% 3.6% 4.8%

2019 11,107 12,500 14,072 2.3% 3.6% 4.8%

2020 11,386 12,974 14,781 2.5% 3.8% 5.0%

2021 11,655 13,452 15,512 2.4% 3.7% 5.0%

2022 11,880 13,855 16,134 1.9% 3.0% 4.0%

2023 12,122 14,291 16,763 2.0% 3.1% 3.9%

2024 12,364 14,735 17,407 2.0% 3.1% 3.8%

2025 12,603 15,133 18,001 1.9% 2.7% 3.4%

2026 12,902 15,613 18,701 2.4% 3.2% 3.9%


Revisión No. 0


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Año Demanda Potencia Máxima [MW] Tasa de Crecimiento [%]

Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto

2027 13,205 16,104 19,425 2.3% 3.1% 3.9%

2028 13,511 16,609 20,177 2.3% 3.1% 3.9%

2029 13,760 17,054 20,867 1.8% 2.7% 3.4%

2030 14,074 17,588 21,678 2.3% 3.1% 3.9%

2031 14,395 18,142 22,525 2.3% 3.1% 3.9%

Fuente: UPME, Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2010-2024.

De acuerdo a lo anterior, la demanda máxima para el año 2020 se calculó como la

demanda actual del 2010 incrementada en un 41.7 %, valor que equivale a: (1.034 * 1.030

* 1.039 * 1.041 * 1.039 * 1.034 * 1.028 * 1.036 * 1.036 * 1.038 – 1.0) * 100%.

Para el caso de la subestación de San José del Guaviare y Caqueza, se ha convenido con

EMSA emplear una tasa de crecimiento constante para el periodo 2011-2020, obtenida de

la proyección anual de la potencia máxima nacional para escenario de crecimiento bajo.

Por lo tanto la tasa media es del 2.0806 %, lo que equivale a una tasa del 22.9 % en el

2020.

Para la subestación Catama se ha convenido utilizar el factor de crecimiento para EMSA

incrementado en un 20% ya que esta zona tiene una tendencia de crecimiento mayor a las

demás zonas del departamento del Meta. La demanda al año 2020 para esta subestación

se calcula como la demanda actual 2010 incrementada un 70%: (1.417 * 1.2 -1) * 100%.

Para la simulación de cada año se asume un crecimiento constante: (1.054 * 1.054 * 1.054

* 1.054 * 1.054 * 1.054 * 1.054 * 1.054 * 1.054 * 1.054 – 1.0) *100%.

Para los activos de ECOPETROL en la región del Meta, EMSA solicitó información de la

demanda de potencia en los barrajes de sus subestaciones actuales y futuras. Esta

información se presenta a continuación desde la Tabla 3.4 a la Tabla 3.6.


Revisión No. 0


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Tabla 3.4. Información de demanda S/E CDC Centro Distribución Castilla. Actual.

Año

S/E CDC - CENTRO DISTRIBUCIÓN CASTILLA

Barraje: CDC1 34.5 kV



MW Mvar MW Mvar MW Mvar

2011 11.5 6.7 20.8 5.9 16.5 9.7

2012 11.5 6.7 27.0 10.1 16.5 9.8

2013 11.6 6.7 27.2 9.9 16.7 9.9

2014 11.6 6.7 27.4 3.9 17.1 10.2

2015 11.7 6.8 27.5 7.0 17.3 10.3

2016 11.7 6.8 26.2 3.0 14.8 8.8

2017 11.7 6.8 23.6 7.5 15.2 9.1

2018 11.7 6.8 23.7 4.3 15.5 9.3

2019 11.7 6.8 24.0 4.6 15.7 9.4

2020 11.7 6.8 24.4 8.2 15.7 9.5

Tabla 3.5. Información de demanda S/E TERMOSURIA 115. Actual.

Año

S/E SURIA 115

Barraje: CDS1 115 kV

Barraje: CDS2 115 kV

MW Mvar MW Mvar

2011 11.9 7.1 12.1 7.9

2012 12.3 7.5 12.4 8.4

2013 13.3 8.2 12.7 8.6

2014 15.5 10.0 12.8 8.7

2015 16.8 11.0 12.8 8.7

2016 17.2 11.3 12.8 8.7

2017 17.5 11.7 12.8 8.7

2018 17.9 11.9 12.8 8.7

2019 18.3 12.2 12.8 8.7

2020 18.6 12.6 12.8 8.7

Tabla 3.6. Información de demanda S/E CDO Centro Distribución Orotoy. Futura.

Año

S/E CDO - CENTRO DISTRIBUCIÓN OROTOY

Barraje: CDO1 34.5 kV

Barraje: CDO2 34.5 kV

MW Mvar MW Mvar

2011 26.1 15.4 - -

2012 16.3 9.5 16.3 9.5

2013 16.5 9.7 16.5 9.7

2014 16.8 9.8 16.8 9.8

2015 17.0 10.0 17.0 10.0

2016 19.4 11.5 19.4 11.5

2017 21.1 11.1 21.1 11.1

2018 21.3 12.7 21.3 12.7

2019 21.6 12.9 21.6 12.9

2020 21.8 11.6 21.8 11.6


Revisión No. 0


Pág. 24

Se informa que CDO es una subestación nueva que ECOPETROL construirá entre

TermoOcoa y el CDC Castilla.

Según lo acordado con EMSA, el sistema eléctrico del Meta debe tener la capacidad de

suministrar 70 MVA a ECOPETROL según los contratos de respaldo existentes. En las

simulaciones de todos los años futuros se garantiza este suministro. Debido al detalle de

simulación en el sistema de ECOPETROL, con miras a lograr un modelo de simulación lo

más ajustado posible, se buscó mantener un nivel de trasferencia de 70 MVA, no obstante

ello presenta dificultad por lo cual diferencias de pocos MVA por encima de este valor no

tienen repercusiones importantes en el estudio.

Para Cepcolsa, Hocol y Bioenergy a continuación se presenta la información de demanda

a partir de la última información de demanda enviada por EMSA el 24 de Noviembre del

2010. En todos los casos, se se asumió un factor de potencia de 0.9.

Tabla 3.7. Información de demanda de la Carga CEPCOLSA.

Demanda máxima S (MVA)

2011 6

2012 12

2013 a 2020 15

Tabla 3.8. Información de demanda máxima de la Carga HOCOL.

Demanda máxima P (MW)

2011 7.0

2012 10.0

2013 12.0

2014 13.0

2015 a 2020 14.0

Tabla 3.9. Información de demanda de la Carga BIOENERGY.

Demanda máxima S (MVA)

2011 0.00

2012 2.5

2013 a 2020 8


Revisión No. 0


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Se precisa que las plantas de OROTOY y BIOENERGY, se simulan con el propósito de

realizar el plan de expansión, su conexión requiere seguir los procedimientos establecidos

en el código de redes y en las correspondientes resoluciones.

La carga de CEPCOLSA se modela como una carga en la subestación Altillanura.

3.4 Obras requeridas a tener en cuenta y ubicación geográfica.

Existen antecedentes de posibles obras a realizar en el Meta, otras que ya se encuentran

en operación, algunas en estudios, etc. Estas se derivan principalmente del estudio de

planeamiento previo realizado por EMSA.

Parte de las actividades de GERS se orientaron a recopilar dicha información de obras y

estado actual de las mismas. GERS también planteará otras posibles alternativas de

acuerdo a los resultados de los diferentes análisis a realizar. Un aspecto importante es

localizar geográficamente, de manera aproximada, los principales componentes del

sistema eléctrico como lo son las subestaciones eléctricas, de manera que se puedan

estimar por ejemplo posibles recorridos de nuevas líneas, distancias, etc.

Obras ejecutadas y en ejecución, acorde al plan de expansión previo de EMSA

Como parte de los antecedentes a este proyecto, EMSA ya había realizado el estudio de

un plan de expansión de su red eléctrica en 2008. Debido a su importancia y a solicitud de

GERS, EMSA ha remitido información de las obras sugeridas que se encuentran en etapa

de construcción, operación, estudio, entre otros. Esta información se presenta en la Tabla

3.10.

Tabla 3.10. Estado de las obras requeridas en el anterior plan de expansión de EMSA.

DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ESTADO

Energización LT Ocoa - P. López a 115 kV, 85 km. En operación/Simulado en 2010.


Revisión No. 0


Pág. 26

DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ESTADO

SE P. López 115/34.5 kV, 15 MVA. La capacidad ahora es de 13.5 MVA. En operación/Simulado en 2010.

Derivación La Bonga a P. López - P. Gaitán 34.5 kV, 42 km. Conexión ZNI La Bonga (0.3 MW) Esta carga ahora se alimentara a 13.2 kV desde el Rubí.

En operación/Simulado en la carga de 13.2 kV RUBI en 2010.

LT P. Gaitán – Altillanura 34.5 kV, 15.7 km Conexión ZNI Hupecol (2.3 MW) Ahora la línea va en sentido contrario de Altillanura a Puerto Gaitán.

Construcción/Simulado en el año 2011.

SE Suria 115/34.5/13.2 kV, 15 MVA Conexión ZNI Ecopetrol (20.0 MW) La capacidad instalada es 22.5/30 MVA.

En operación/Simulado en 2010.

Compensación Caños Negros 34.5 kV, 1 Mvar. En operación/Simulado en 2010.

Energización LT P. López – P. Gaitán a 115 kV, 108 km Conexión ZNI Hupecol y Hocol.

Construcción/Simulado en año 2011.

ZNI 34.5 KV. Proyecto PTO LLERAS – PTO TOLEDO – LAS BRISAS. Conexión 0.8 MW en la Brisas, 0.5 MW en Puerto Toledo. 32 km LLERAS – TOLEDO y 20 km TOLEDO – BRISAS. Conductor 266.8 ACSR.

En diseño/Simulado en año 2011.

Reemplazo T2 Barzal 115/13.2 kV, por 40 MVA Disminuir carga TR2 Barzal. En operación/Simulado en 2010.

Circuito Catama – VII Brigada 34.5 kV. Proyectado.

LT La Macarena - Las Brisas 34.5 kV, 62(100km) km Conexión ZNI La Macarena (1.0 MW).

En estudio/ No se da, no se simuló

Ampliación T2 Ocoa 115/34.5/13.2 kV, 40 MVA Sobrecarga T1 Ocoa. Proyectado/Simulado en año 2013.

Compensación Surimena 34.5 kV, 1 Mvar Regulación de tensión. Proyectado/Simulado en año 2011.

Ampliación T2 Granada 115/34.5 kV, 30 MVA Sobrecarga T1 Granada. Proyectado/Simulado en año 2011.

Planta y Carga Bio – Energy. Proyectado/Simulado en año 2012


Revisión No. 0


Pág. 27

Localización geográfica de subestaciones

Un aspecto importante en la definición de obras es la localización geográfica aproximada

de las mismas, especialmente de las subestaciones actuales y futuras. A partir de esto es

posible estimar de manera aproximada nuevos enlaces de conexión, recorridos,

longitudes, entre otros.

En este sentido, EMSA ha proporcionado a GERS un plano geográfico “Sistema de Redes

Eléctricas a 115 kV y 34.5 kV en el Departamento del Meta.dwg” en el cual se puede

observar los principales componentes de la red eléctrica como lo son las subestaciones

eléctricas y las líneas de transmisión y distribución.

Así mismo GERS ha realizado un esfuerzo por complementar esta información y realizar

una localización geográfica aproximada de subestaciones actuales en Google Earth, esta

herramienta permite realizar principalmente mediciones de distancia y facilitaría en su

momento hacer estimaciones de nuevos posibles enlaces y subestaciones futuras. En la

Figura 3.5 y la Figura 3.6 se ilustran algunos ejemplos. A continuación se indican las

subestaciones localizadas en este software:

ACACIAS

AGUAS CLARAS

APIAY

BARZAL

CABUYARO

CAÑOS NEGROS

CASETABLA

CASTILLA

CATAMA

CUBARRAL

CUMARAL

EL DORADO

EL RUBI

ESMERALDA

FUENTE DE ORO

GRANADA

GUAMAL

IDEMA

MEDELLIN DEL ARIARI

MESETAS

OCOA

PUERTO GAITAN

PUERTO LIMON

PUERTO LÓPEZ

REFORMA

SAN JUAN ARAMA

SAN MARTIN

SURIMENA

URIBE

VISTA HERMOSA

SURIA 115

SURIA ECP

TERMO OCOA


Revisión No. 0


Pág. 28

Figura 3.5. Localización geográfica de subestaciones de EMSA en el Meta, empleando Google Earth.


Revisión No. 0


Pág. 29

Figura 3.6. Localización geográfica de la subestación Reforma, empleando Google Earth.


Revisión No. 0


Pág. 30

44.. CCRRIITTEERRIIOOSS

Para evaluar los niveles de tensión de operación de los nodos del sistema se consideraron

los límites definidos en el Anexo 1 de la resolución CREG 024 de 2005, que indica que las

tensiones en estado estacionario a 60 Hz se consideran aceptables dentro de los límites

del 90% y 110% de la tensión nominal del nodo o barraje. Estos valores fueron calculados

y consignados en la Tabla 4.1 para los niveles de tensión 230, 115 y 34.5 kV.

Tabla 4.1. Límites de la tensión de operación para niveles 230, 115 y 34.5 kV.

Tensiones en kV

Nominal Límite inferior Límite Superior

230.0 207.00 253.00

115.0 103.50 126.50

34.5 31.05 37.95

Adicionalmente se ha considerado que todos los transformadores de potencia y

conductores eléctricos, pueden ser cargados hasta el 100% de su capacidad nominal.

En el año 2020 algunos elementos están levemente sobrecargados; estas sobrecargas se

consideran admisibles, de acuerdo a lo definido en las reuniones con EMSA.

A continuación se mencionan criterios de calidad, seguridad, confiabilidad y adicionales

que se tuvieron en cuenta en el proyecto:

La máxima transferencia por las líneas se considera como el mínimo valor entre el

límite térmico de los conductores, la máxima capacidad de los transformadores de

corriente, el límite de transmisión por regulación de tensión y el límite por

estabilidad transitoria o dinámica.

La evaluación para determinar la cargabilidad de las líneas y transformadores se

calcula con base en la capacidad de corriente nominal..


Revisión No. 0


Pág. 31

En el análisis de estado estacionario se consideran solo contingencias sencillas en

las líneas de transmisión y en los transformadores 230/115 kV.

55.. MMEETTOODDOOLLOOGGÍÍAA

La metodología utilizada para realizar el presente estudio se detalla a continuación a

grandes rasgos.

5.1 Análisis en estado estacionario

El análisis de Flujo de Carga, en conjunto con estudios de Confiabilidad, son las

herramientas básicas de análisis.

Con base en la información suministrada se obtiene un caso base en el año horizonte, es

decir 2020. Por un caso base se entiende una red en la herramienta de análisis, en la cual

se tengan resultados conformes a los requerimientos de calidad exigidos por la CREG.

Este caso base tendrá en cuenta nuevos elementos. Luego se plantearán otros posibles

escenarios de alimentación del sistema, los cuales serán contrastados entre sí, con base

en estudios de flujo de carga y contingencias N-1.

Se presentan resultados de Flujo de Carga que dejan en evidencia que el sistema cumple

con los requisitos de Calidad del servicio. Es decir, que no se presentan sobrecargas y/o

altos-bajos voltajes.

Todos los estudios de Flujo de Carga se realizan para la condición de demanda máxima.

El alcance incluye plantear las alternativas de expansión necesarias para suministrar el

servicio de Energía en forma confiable y de acuerdo a los índices exigidos por la CREG,

en cuanto a Calidad del Suministro.


Revisión No. 0


Pág. 32

Para las expansiones de nuevas líneas de transmisión, se realizaron cálculos de

distancias con base en planos georeferenciados y se asumieron las propiedades básicas

de la línea, las cuales deben ser afinadas en estudios posteriores.

Todas las alternativas que se propusieron se presentaron a EMSA, en este informe se

detalla el resultado de muchas reuniones previas.

Para la ubicación de bancos de condensadores, GERS suministra el tamaño total a ubicar

en 34.5 kV o 115 kV. Estudios posteriores deben calcular el paso (Mvar) y si es

conveniente ubicarlo en 13.2 kV.

Como parte de la determinación de las expansiones futuras, GERS define, a partir de la

red futura, la fecha de entrada de cada una de las nuevas obras. Debido a la naturaleza

cambiante de la carga (exploración petrolera), se estima la entrada de obras para cada

año 2011-2020. El año 2020 es la base del estudio y la que condiciona la red futura.

Tal como se indicó previamente, las expansiones en 230 kV, no constituyen estudios de

conexión. Esto deberá ser motivo del alcance de un nuevo estudio.

La metodología del Planteamiento de Alternativas será la siguiente:

Planteamiento y afinamiento (tunning), por parte de GERS y para el año 2020 de

varias alternativas de alimentación que cumplan con criterios de Calidad.

Revisión conjunta (EMSA – GERS) de la factibilidad de dichas alternativas.

Elección de las obras más convenientes en mutuo acuerdo con EMSA.

Análisis de entrada de nuevas obras a partir de la red aprobada.

Adicionalmente con el análisis de estado estacionario se presenta el perfil de tensión,

cargabilidad, pérdidas técnicas, etc. para cada barraje y/o elemento del sistema de EMSA

para cada año de estudio.


Revisión No. 0


Pág. 33

5.2 Estudio de Cortocircuito

Para la red del escenario 2020 evaluada conjuntamente se efectuarón cálculos de

cortocircuito. Se calculó el nivel de corto trifásico y monofásico en cada barraje del

estudio.

Esta información permitirá preveer el cambio de interruptores donde se requiera,

dimensionar barrajes, interruptores, mallas de tierra, y en general todo el equipamiento

necesario para las expansiones y diseños de nuevas subestaciones. Para el estudio de

cortocircuito se hizo uso de la norma IEC 60909.

Figura 5.1. Diagrama Unifilar con Resultados de Cortocircuito

Para las simulaciones de cortocircuito, se presentan salidas de tipo gráfico por medio de

diagramas unifilares mostrando los valores resultantes del estudio y tablas. La Figura 5.1

presenta los resultados típicos de cortocircuito.


Revisión No. 0


Pág. 34

5.3 Estudio de estabilidad transitoria

La conexión actual de EMSA al STN, a través de un solo punto de conexión podría

ocasionar una salida masiva de carga, que aun cuando no es apreciable si se compara a

la demanda total nacional, podría ocasionar alguna leve oscilación en generadores

vecinos (Guavio – Chivor). Ahora bien, la conexión futura por medio de dos puntos de

inyección (Suría y Reforma) no permitirá una desconexión masiva de carga. Esto se

traduce en una disminución apreciable de las oscilaciones. El estudio presenta los efectos

sobre el STN de posibles fallas en el sistema EMSA, representados en cambios de

frecuencia.

5.4 Evaluación Económica

A continuación se presenta la metodología con la cual se realizará la evaluación

económica de los diferentes proyectos resultantes del ejercicio de análisis de

planeamiento del sistema de EMSA. La metodología se fundamenta en establecer la

relación beneficio costo de los proyectos, para lo cual se establecerán los beneficios y los

costos de los proyectos como se describe a continuación.

Atención de nueva demanda (Beneficio):

La entrada de nueva demanda es posible en la medida en que las redes estén adaptadas

para permitir el servicio de las mismas y ello será verificado mediante el cumplimiento de

los criterios técnicos de desempeño de las mismas (cargabilidad de las líneas, voltajes en

las barras, entre otras). El beneficio directo para la Empresa será el incremento en sus

ingresos por cobro de cargos por uso que percibirá por la atención de demanda adicional,

lo cual es posible gracias a la entrada de los proyectos nuevos.

Para valorar estos beneficios se empleará la metodología de costo anual equivalente, para

lo que se calculan las anualidades de los costos (en inversión, gastos de administración,

operación y mantenimiento) y las anualidades de beneficios (disminución de pérdidas,


Revisión No. 0


Pág. 35

disminución de demanda no atendida, tanto en operación normal como en contingencia).

Para valorar los costos y beneficios se extrapolarán los resultados del último año del

horizonte de planeamiento, con lo cual se evitará distorsionar los resultados.

Mejoras en confiabilidad (Beneficio):

Las mejoras en confiabilidad tienen como consecuencia un mayor ingreso para la empresa

el cual se presenta por dos vías:

Mayores ventas (mayores ingresos por mayores ventas en el negocio de

distribución).

Disminución de costos por disminución de la calidad.

Puesto que la metodología de remuneración de los Sistemas de Transmisión Regional

STR, se basa en mantener un ingreso regulado, para los proyectos resultantes en el nivel

de tensión 4 y conexiones al STN la energía adicional que se pueda atender debe ser

valorada a costo de racionamiento.

Para valorar los proyectos de nivel 3, es necesario establecer el costo medio de cada

proyecto, lo cual se realizará como la relación entre los costos de inversión y las nuevas

demandas a ser atendidas, no obstante para realizar ese ejercicio se deben descontar los

ingresos anuales por la atención de la demanda incremental y comparar este valor con la

inversión requerida.

Inversión (Costo):

Los costos de inversión se valorarán empleando la clasificación de los activos en las

unidades constructivas determinadas por la CREG en la Resolución 097 de 2008 y sus

respectivos costos índices, se trabajará con pesos de diciembre de 2009.

Pérdidas (Costo):

Se valorarán con el costo de la energía y el costo de transporte en STN, que estarían a


Revisión No. 0


Pág. 36

cargo del Operador de Red (EMSA).

Tasa de descuento (Costo):

Para descontar los costos e ingresos se empleará la tasa del respectivo nivel de tensión,

esto es para los cargos recibidos por concepto de STR, la tasa será del 13 % y para los

cargos de nivel 3 será del 13.9%.

Relación Beneficio Costo

Una vez identificadas y valorados las anualidades de costos y beneficios, se establecerá

la relación B/C como el cociente entre los beneficios y los costos. Para que un proyecto

deba ir es necesario que la relación B/C sea mayor que uno.

Es probable que por dependencia entre proyectos se requiera establecer la relación B/C

no de un proyecto sino de un conjunto de proyectos.

Selección de la mejor alternativa

Si se dispone de múltiples alternativas de expansión técnicamente viables, se seleccionará

aquella que presente la mayor relación B/C.


Revisión No. 0


Pág. 37

66.. RREESSUULLTTAADDOOSS

Los resultados del estudio se detallan en este punto, en los anexos que se mencionan

más adelante se imprimen los resultados de las simulaciones. Algunas impresiones

pueden resultar difíciles de leer debido a la cantidad de información simulada y contenida

en estos diagramas. Es por esto que adicional a este informe se entregan dos copias (CD)

de toda la información del proyecto (unifilares y resultados) debidamente clasificada en

formato *.pdf con una resolución de 600dpi para que sea un soporte en caso de necesitar

información que este ilegible, adicional a esto en este documento se crean vínculos

directos a tablas y diagramas que pueden facilitar la lectura y comprensión de resultados.

GERS conserva una base de datos de todos sus proyectos, en caso de necesitar una

copia futura de esta información, esta podrá ser suministrarla informando con anticipación.

6.1 Red EMSA 2010 (Estado Actual)

En este punto se presenta la red eléctrica del departamento del Meta con la carga máxima

en el año 2010. El objetivo de este punto es identificar el estado actual de la red y su

comportamiento, en el Anexo 2 se presenta el diagrama unifilar de esta simulación,

también se puede encontrar en la siguiente ubicación (Resultados y Unifilar).

A continuación se presenta una tabla resumen que será de utilidad en el transcurso del

documento. Los resultados de la simulación se presentan a continuación:

Tabla 6.1. Tabla resumen resultados EMSA 2010

Desde P Pérdidas P Imp P Gen P Carga Q Carga

Área/Zona MW MW MW MW Mvar

CAQUEZA 0,12 19,6 0,0 19,5 6,9

ECOPETROL 0,83 6,05 42 47,2 24,5

EMSA 8,04 -31,6 190,1 150,4 55,1

GUAVIARE 0,016 5,9 0,0 5,9 2,8

ANEXO%202%20-%20RESULTADOS%20RED%202010

ANEXO%202%20-%20RESULTADOS%20RED%202010/RESULTADOS.xlsx

ANEXO%202%20-%20RESULTADOS%20RED%202010/EMSA_2010.pdf


Revisión No. 0


Pág. 38

En la tabla resumen anterior se pueden observar varios aspectos de relevancia, a

continuación se mencionan algunos de ellos. El sistema en el año 2010 se ha dividido en

cuatro Zonas (en años posteriores se definen más zonas), Caqueza, Ecopetrol, Emsa y

Guaviare, esta metodología se adopta por la facilidad para aumentar la carga de acuerdo

a los factores de crecimiento calculados en 3.3.

La demanda total del sistema de EMSA es de 181.09 MW (150,44 + 5.92 + 19.51 + 5.22)

los cuales corresponden a la suma de las cargas de EMSA, Guaviare, Caqueza y

Ecopetrol, respectivamente. Ecopetrol dispone de generación interna por tanto Ecopetrol

como carga, demanda del sistema de EMSA; 47.22 – 42 = 5.22 MW.

El valor de 190.1 MW corresponde a la potencia de entrada en Reforma, es decir es la

potencia total requerida para atender todas las zonas incluyendo las pérdidas. Podemos

observar también un valor de -31.6 MW que corresponde a la potencia que EMSA

transmite a las otras zonas, es por esto que se ve como un valor negativo.

Las pérdidas totales del sistema serían 190.11 - 181.09 = 9.02 MW o la suma de todas sus

zonas (0.125 + 0.835 + 8.047 +0.016). Esto corresponde al 4.74% de la potencia total de

entrada al sistema.

La anterior tabla se utilizará de forma continua en este estudio, en los próximos capítulos

se agregan más zonas al sistema.

De la simulación y resultados podemos ver que el sistema tiene un comportamiento de

tensiones y cargabilidades aceptables, a continuación se presentan el porcentaje de las

tensiones para cada barra, estas gráficas solo se presentan para el estado actual de la red

eléctrica. Para todas las corridas la información queda registrada en las tablas que se

adjuntan con este informe.


Revisión No. 0


Pág. 39

Figura 6.1. Tensión barras de 230 kV, EMSA 2010.

Figura 6.2. Tensión barras de 115 kV, EMSA 2010.


Revisión No. 0


Pág. 40

Figura 6.3. Tensión barras de 34.5 kV, EMSA 2010.


33

,2

35

,5

35

,7

33

,1

32

,7 3

4,6

33

,9

33

,1

32

,0

32

,8

36

,6

31

,4

31

,5 35

,4

35

,7

34

,6

36

,9

34

,2

33

,3

25

27

29

31

33

35

37

39

ESM

ERA

LDA

34

.5kV

FTE_

OR

O3

4.5

kV

GR

AN

AD

A3

4.5

kV

GU

AM

AL3

4.5

kV

HU

MA

DEA

IDEM

A3

4.5

kV

IMP

RO

AR

RO

Z

MES

ETA

S34

.5kV

MLL

IN_A

RIA

RI3

4.5

kV

MU

RIB

A3

4.5

kV

OC

OA

34

.5K

V

PR

ES_C

AB

AÑ

A3

4.5

KV

PTO

_GA

ITA

N3

4.5

kV

PTO

_LIM

ON

34

.5kV

PTO

_LLE

RA

S34

.5kV

PTO

_LO

PEZ

34

.5kV

PTO

_RIC

O3

4.5

kV

REF

OR

MA

34

.5kV

SAN

_MA

RTI

N3

4.5

kV

Ten

sió

n O

pe

raci

ón

kV

Nodos a 34.5 kV Límite Inferior Límite Superior


Revisión No. 0


Pág. 41


En las figuras se puede observar que los niveles de tensiones están en los límites

permitidos, estando las subestaciones Japón y Balastrera muy cerca del límite inferior de

tensión.

6.2 Análisis casos 230 kV

De acuerdo a la metodología y los requerimientos de demanda para el año 2020 del

sistema EMSA, se han analizado en detalle tres proyectos/obras a realizar en 230 kV para

adaptar la red y solucionar los problemas técnicos que ocasiona el aumento en la

demanda. Al plantear y seleccionar el proyecto más adecuado se tuvo presente en todo

momento el corredor petrolero que se ha o está formando en todo el norte del Dpto del

META, lo cual incluye Castilla, Suria, Pto López, Altillanura, Rubiales e incluso otras

localidades más al Este. Asimismo, se tuvo en cuenta la necesidad de dar un soporte

adecuado a la creciente expansión de Ecopetrol. Los proyectos propuestos se presentan a


Revisión No. 0


Pág. 42

continuación:

Proyecto Suria 230 kV (Opción 1)

Esta opción consiste en crear un nuevo punto de inyección de potencia del sistema de

transmisión nacional STN al departamento de Meta por medio de la apertura de la línea 2

que va desde la subestación Guavio – Tunal hacia la subestación Suria 230 kV. La

derivación de esta línea hacia Suria 230 kV tiene una distancia aproximada de 33 km por

cada tramo. En la Figura 6.6 se presenta en color naranja esta opción.

Figura 6.6. Opción 1, proyecto 230 kV.

Proyecto Puerto López 230 kV (Opción 2)

Este proyecto tiene la misma finalidad que el anterior, crear un nuevo punto de inyección a

TUNAL

TUNAL

230 kV

GUAVIO

GUAVIO

230 kV

S/E_REFORMA

S/E_SURIA_EMSA

REFORMA_230

230 kV

TUNAL

230 kV

SURIA_230

230 kV

REFORMA_230

230 kV

DEPARTAMENTODEL META


Revisión No. 0


Pág. 43

EMSA. Se modifica el punto de inyección al sistema de EMSA, en este caso es la

subestación de Puerto López 230 kV. La derivación de esta línea hacia Puerto López 230

kV tiene una distancia aproximada de 86 km por cada tramo. En la Figura 6.7 se presenta

en color naranja esta opción.


Proyecto tercer transformador Reforma 230 kV (Opción 3)

Como tercera opción para mejorar el suministro de potencia del STN a EMSA, se evalúa

el aumento en la capacidad de transformación 230/115 kV en la subestación Reforma. Lo

anterior se logra agregando un tercer trasformador 230/115 kV de 150 MVA. En este caso

EMSA seguirá con un único punto de inyección a su sistema, manteniéndose la radialidad

del sistema tanto a 230 kV como a 115 kV. En las siguientes figuras se presenta en color

naranja esta opción.

S/E_REFORMA

S/E_PTO_LOPEZ

REFORMA_230230 kV

PTO_LOPEZ_230230 kVS/E_REFORMA

S/E_PTO_LOPEZ

TUNAL

REFORMA_230230 kV

TUNAL230 kV

PTO_LOPEZ_230230 kV

GUAVIO

GUAVIO230 kV


Revisión No. 0


Pág. 44


Figura 6.9. Opción3, proyecto 230 kV.

S/E_REFORMA

REFORMA_230230 kV

GUAVIO

GUAVIO230 kV

TUNAL

TUNAL230 kV

DEPARTAMENTODEL META

VIL_TR_211 VIL_TR_212

REFORMA_230

REFORMA_GUAVIO

78,78 km

Viene de L1

TUNAL-GUAVIO

REFORMA_TUNAL

74,95 km

VIL_TR_3

REFORMA115kV


Revisión No. 0


Pág. 45

Los tres proyectos planteados son alternativas factibles para atender la demanda en los

años futuros. La viabilidad técnica de cada proyecto se define en los puntos a

continuación.

A partir de la opción elegida técnicamente, se desarrollarán y determinarán la fecha de

entrada de las nuevas obras.

6.2.1 Perspectiva desde el punto de vista de pérdidas – Obras 230 kV

A continuación se presentan los resultados generales del análisis en los casos base para

la carga máxima estimada al 2020, en el Anexo 3 se presentan solo los resultados de las

simulaciones en diagramas unifilares de todo este numeral incluyendo contingencias. En la

siguiente ubicación pueden encontrar estos diagramas y resultados en tabla más

completos.

Las tablas en este numeral presentan la carga, la potencia suministrada y las perdidas por

zona para el sistema eléctrico de EMSA, las zonas definidas son:

EMSA, corresponde a todas las redes propias incluir grandes clientes.

ECOPETROL, contratos de respaldo.

CAQUEZA, carga de Caqueza.

SAN JOSÉ GUAVIARE, carga de San Jose del Guaviare.

CEPCOLSA Y HOCOL, cargas Altillanura y Cristalina

ZNI, zonas no interconectadas.

Los resultados de las tablas se deben apreciar y analizar todas en conjunto, tal como se

mencionó en el capítulo anterior, todo esto debido a que la suma de los resultados por

zonas, es la demanda total del sistema de eléctrico de EMSA.

ANEXO%203%20-%20ANÁLISIS%20OPCIONES%20230kV%20EMSA

ANEXO%203%20-%20ANÁLISIS%20OPCIONES%20230kV%20EMSA/1.%20ESTADO%20ESTACIONARIO


Revisión No. 0


Pág. 46

Proyecto Suria 230 kV (Opción 1)

En la siguiente tabla se presenta el resumen de potencias inyectadas, carga y pérdidas

para las zonas establecidas en el proyecto. Aquí tabla de resultados completa y el unifilar.

Tabla 6.2. Tabla resumen caso base, opción 1.

Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga

Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar

ALTILL_CRIST 0,2 26,2 -16,9 26 12,6

CAQUEZA 0,19 24,1 7,5 23,9 8,5

ECOPETROL 2,3 62,1 32,6 59,8 32,6

EMSA 13,9 237,9 137,5 223,9 83,1

GUAVIARE 0,023 7,3 3,9 7,27 3,5

ZNI 0,003 1,3 0,54 1,3 0,63

TOTALES 16,7 359 165,2 342,3 140,9

Los elementos sobrecargados son los siguientes: Elementos Sobrecargados

--------------------------------------------------------------------------------------------

L_BARZAL_IDEMA i/s% = 104,94 TODO EMSA

L_IDEMA_B3 i/s% = 104,94 TODO EMSA

TR_IDEMA_2 i/s% = 103,36 TODO EMSA

Estas sobrecargas se consideran admisibles. Los transformadores de Reforma y Suria

230/115kV tienen una cargabilidad del 75.8% y 60.1% respectivamente.

Proyecto Puerto López 230 kV (Opción 2)

En la siguiente tabla se presenta el resumen de la simulación para este caso. Aquí tabla

de resultados completa y el unifilar.




ALTILL_CRIST 0,184 26,1 -9,9 26 10,4

CAQUEZA 0,194 24,1 7,5 23,9 8,4

ANEXO%203%20-%20ANÁLISIS%20OPCIONES%20230kV%20EMSA/1.%20ESTADO%20ESTACIONARIO/RESULTADOS_ESTADO_ESTACIONARIO_OBRAS_230.xlsx

ANEXO%203%20-%20ANÁLISIS%20OPCIONES%20230kV%20EMSA/1.%20ESTADO%20ESTACIONARIO/ESTACIONARIO_OPCIÓN1.pdf




Revisión No. 0


Pág. 47



ECOPETROL 2,1 61,9 33,1 59,8 15

EMSA 15 239 150,3 223,9 83,1

GUAVIARE 0,025 7,29 3,9 7,2 3,5

ZNI 0,003 1,30 0,54 1,3 0,6

TOTALES 17,6 359,9 185,6 342,3 121,1

Los elementos sobrecargados son los siguientes:

Elementos Sobrecargados

--------------------------------------------------------------------------------------------

TR_BARZAL3 i/s% = 101,07 Área 1 EMSA

VIL_TR_212 i/s% = 101,20 Área 1 EMSA


L_BARZAL_IDEMA i/s% = 106,05 Área 1 EMSA

L_IDEMA_B3 i/s% = 106,05 Área 1 EMSA

TR_IDEMA_2 i/s% = 103,53 Área 1 EMSA

Podemos observar que esta solución sobrecarga los trasformadores de Reforma 230/115

kV, en caso base. Lo anterior se debe a que Puerto López es un punto de inyección más

alejado del centro de carga de EMSA, entonces la potencia inyectada por Reforma es

mayor debido a que percibe una impedancia equivalente menor.

Los transformadores de Reforma están cargados en un 101.2% y los de Puerto López un

42.5%.

Proyecto Tercer Transformador Reforma 230 kV (Opción 3)

La tabla resumen para esta opción se presenta a continuación. Aquí tabla de resultados completa y el unifilar.




ALTILL_CRIST 0,25 26,2 -17,2 26 12,6




Revisión No. 0


Pág. 48



CAQUEZA 0,17 24,1 7,1 23,9 8,5

ECOPETROL 2,5 62,3 32 59,7 14,9

EMSA 17,1 241 149,7 223,9 83,1

GUAVIARE 0,023 7,3 3,9 7,2 3,52

ZNI 0,003 1,3 0,53 1,3 0,63

TOTALES 20,1 362,4 176,1 342,3 123,3

Los elementos sobrecargados son los siguientes: Elementos Sobrecargados

--------------------------------------------------------------------------------------------


Los tres transformadores de Reforma están cargados al 92.6%.

La siguiente figura presenta las pérdidas totales asociadas a cada caso:

Figura 6.10. Pérdidas totales, tres opciones.

Las pérdidas simuladas corresponden a la suma de las zonas; Altillanura, Caqueza,

Ecopetrol, EMSA, Guaviare y ZNI. La simulación tomo en cuenta los transformadores

34.5/13.2 kV y por ende sus pérdidas.


Revisión No. 0


Pág. 49

A continuación las pérdidas por nivel de tensión para las tres opciones de obras:

Tabla 6.5. Pérdidas por nivel de tensión, opción 1.

Nivel de Tensión Pérdidas P de

Línea Pérdidas Q de

Línea Pérdidas P de

Transf. Pérdidas Q de

Transf.

Kv MW Mvar MW Mvar

34,5 6,38 8,22 0,58 10,27

115 7,07 -20,69 1,58 41,57






Transf.

kV MW Mvar MW Mvar

34,5 6,38 8,19 0,58 10,27

115 7,75 -15,37 1,62 42,67






Transf.

kV MW Mvar MW Mvar

34,5 6,18 7,66 0,54 9,53

115 10,67 -11,51 1,45 38,46

Se puede observar que las pérdidas asociadas a la primera opción (Suria 230 kV) son

menores que para los otras dos alternativas. Desde este punto de vista de perdidas solo

en la zona de EMSA, el primer proyecto es 8.5% más eficiente que el segundo y 22.8%

que el tercero.

El porcentaje de sobrecarga para algunos elementos del sistema en el año 2020 en todos

los casos simulados es muy bajo, todas estas sobrecargas son de conocimiento de EMSA.

Es importante observar que la opción 3 presenta menores sobrecargas en el sistema, sin

embargo sus pérdidas totales son mayores. Esto es de esperar debido a que el sistema

tiene una sola entrada de inyección de potencia lo cual genera más circulación de

corriente por los elementos del anillo de 115 kV, siendo las perdidas por los elementos

mayor debido a la relación I2*R.


Revisión No. 0


Pág. 50

Se puede observar que la opción 1 mejora las tensiones en el anillo de 115 kV de EMSA y

redistribuye mejor las cargabilidades de los trasformadores, para ver el perfil de tensiones

de cada caso favor remitirse al Anexo 3.

De acuerdo a todo lo anterior podemos concluir, que una subestación ubicada en Puerto

López no es eficiente técnicamente, puesto que aún que se dispone mayor capacidad

instalada que la opción 3 presenta sobrecargas en el caso base. La opción 1 se constituye

en un punto de inyección más apropiado para el sistema desde el punto de vista de

pérdidas, cargabilidades y tensiones. Un aspecto negativo de la opción 3, lo constituye el

aumento en los niveles de corto y la posible falla (no improbable) en el barraje de 230 o

115 kV. No obstante es importante verificar el desempeño técnico de la alternativa 2 en

condición de contingencia.

6.2.2 Contingencias n-1 y potencia no suministrada

En este punto se evalúan las obras de 230 kV ante contingencias sencillas, las

contingencias que se van a simular son contingencias de alto impacto para el sistema de

EMSA (a niveles de 230 kV y 115 kV). El objetivo de este punto es identificar si las obras

propuestas logran superar estos eventos con la totalidad de la demanda, en caso contrario

se determinará el porcentaje máximo de demanda que pueden atender ante estos

eventos. De esta forma se podrá identificar la alternativa que mejor se adapta ante las

contingencias y la que más demanda puede atender.

Las contingencias a analizar para cada opción son las siguientes:

Contingencia 1: Apertura línea Tunal – Reforma 230 kV.

Contingencia 2: Apertura línea Reforma – Guavio 230 kV.

Contingencia 3: Apertura de un transformador de Reforma 230/115 kV.

Contingencia 4: Apertura línea Reforma – Barzal 115 kV.

Contingencia 5: Apertura de la línea Ocoa – Suria 115 kV.



Revisión No. 0


Pág. 51

Los resultados antes de contingencias no se presentan, dado que son los mismos del

punto anterior (caso base). Para cada contingencia se presenta una tabla con las pérdidas

y la potencia total suministrada después de la contingencia. Además los resultados de

cada contingencia se presentan en los archivos adjuntos, en tablas y archivos unifilares.

CONTINGENCIA 1: Esta contingencia considera la apertura en ambos extremos de la línea Tunal – Reforma

230 kV. Los resultados para la contingencia 1 se encuentran en el anexo:

Opción 1 – Suria:

Tabla 6.8. Contingencia 1, opción 1.



ALTILL_CRIST 0,25 26,2 -17,4 26 12,59

CAQUEZA 0,191 24,1 7,5 23 8,49

ECOPETROL 2,157 61,9 32 59,8 15

EMSA 13,673 237,6 135,1 223,9 83,1

GUAVIARE 0,023 7,3 3,9 7,2 3,52

ZNI 0,003 1,3 0,53 1,3 0,63

TOTALES 16,2 358,6 161,6 342,3 123,3

Según la anterior tabla podemos observar que la salida de esta línea no afecta el

suministro de potencia a EMSA, lo anterior se debe a que la potencia que envía Guavio

antes de la contingencia va en dirección Guavio – Tunal pasando por Reforma. Es decir

para el sistema del Meta no llega potencia del nodo de Tunal.

El porcentaje de demanda que puede atender EMSA con esta contingencia es del 100%.

ANEXO%203%20-%20ANÁLISIS%20OPCIONES%20230kV%20EMSA/2.%20CONTINGENCIAS

ANEXO%203%20-%20ANÁLISIS%20OPCIONES%20230kV%20EMSA/2.%20CONTINGENCIAS/CONTINGENCIA%201


Revisión No. 0


Pág. 52

Opción 2 – Puerto López:




ALTILL_CRIST 0,182 26,1 -10,28 26 10,4

CAQUEZA 0,193 24,1 7,5 23,9 8,4

ECOPETROL 2,07 61,8 32,9 59,8 15

EMSA 14,6 238,6 148,3 223,9 83,1

GUAVIARE 0,024 7,3 3,9 7,27 3,5

ZNI 0,003 1,3 0,53 1,30 0,63

TOTALES 17,1 359,4 182,9 342,3 121,1

Esta opción también puede atender el 100% de la carga. Se genera un poco más de

sobrecarga en los elementos del caso base:


--------------------------------------------------------------------------------------------







Opción 3 – Reforma:




ALTILL_CRIST 0,123 18,3 -16,63 18,2 8,8

CAQUEZA 0,089 16,8 4,3 16,7 5,9

ECOPETROL 1,01 22,7 6,7 21,7 -1,6

EMSA 8,1 164,9 61,4 156,7 58,1

GUAVIARE 0,011 5,1 2,6 5,09 2,4

ZNI 0,001 0,91 0,33 0,91 0,44

TOTALES 9,3 228,8 58,8 219,5 74,2

Debido a que Reforma es el único punto de inyección al departamento del Meta las


Revisión No. 0


Pág. 53

contingencias en 230 kV provocan que con este caso no se pueda atender la totalidad de

la demanda. En la tabla se ven los resultados de la carga que se puede atender con esta

contingencia, la carga máxima del 2020 se debe disminuir en un 30% para que no existan

problemas de tensión o sobrecargas importantes en el sistema. El nodo de 34.5 kV de la

subestación Catama está cerca del 90% de tensión, en el anexo 3 o aquí se pueden ver

los resultados sobre el diagrama unifilar.

Esta opción puede atender el 70% de la demanda total. Lo anterior aplica también

reduciendo la carga de Caqueza y San Jose de Guaviare en la misma proporción. Existe

la opción de abrir el enlace a Caqueza deslastrando toda la carga de esta zona, en este

caso el porcentaje de carga que se puede atender de EMSA es del 75%. En cualquiera de

los dos casos la cantidad de energía no suministrada es similar.

Así mismo solo se pueden suministrar a Ecopetrol 22,7 MW.

CONTINGENCIA 2: Esta contingencia considera la apertura en ambos extremos de la línea Reforma - Guavio

230 kV. Los resultados para cada caso se presentan en diagramas unifilares en el Anexo 3

y en las siguientes tablas:





ALTILL_CRIST 0,25 26,2 -19,4 26 12,5

CAQUEZA 0 0 0 0 0

ECOPETROL 3,1 62,9 33,4 59,7 15

EMSA 11,8 197 124,8 185,2 70,8

GUAVIARE 0 0 0 0 0

ZNI 0 0 0 0 0

TOTALES 15,1 286,2 138,9 271 98,4




Revisión No. 0


Pág. 54

Según la anterior tabla y la tabla del caso base, podemos observar que la salida de esta

línea afecta considerablemente el sistema, el porcentaje de carga que se deja de atender

de la zona de EMSA es del 17,3%, (es decir se atiende el 82,7% del total) en el archivo

adjunto del anexo 3 se pueden observar las zonas sin alimentar. Los sistemas de

Caqueza, San Jose del Guaviare y los ZNI quedan desatendidos, es decir EMSA no

puede suplir esta demanda, los 70 MVA para Ecopetrol si es posible suministrarlos.

La principal razón de la limitación de potencia se debe a los bajos voltajes que se

presentan en el sistema de 230 kV específicamente en la subestación Reforma.





ALTILL_CRIST 0,18 26,1 -2,1 26 10,4

CAQUEZA 0 0 0 0 0

ECOPETROL 0 0 0 0 0

EMSA 10,2 176,2 108,1 166 66,4

GUAVIARE 0 0 0 0 0

ZNI 0 0 0 0 0

TOTALES 10,4 202,4 105,9 192 76,8

Esta opción permite alimentar el 74% de la carga de EMSA, todos los demás sistemas que

dependen de EMSA como Ecopetrol, Caqueza, Guaviare y las ZNI quedan desatendidos.

De igual forma la limitación de potencia se debe a los bajos niveles de tensión en Reforma

230 kV, más detalle en el unifilar adjunto para este caso.





ALTILL_CRIST 0 0 0 0 0


Revisión No. 0


Pág. 55



CAQUEZA 0 0 0 0 0

ECOPETROL 0 0 0 0 0

EMSA 5,7 134,8 86,2 129,1 48,4

GUAVIARE 0 0 0 0 0

ZNI 0 0 0 0 0

TOTALES 5,7 134,8 86,2 129,1 48,4

Esta contingencia es fuerte para la opción del tercer transformador, se deja de atender los

sistemas de Ecopetrol, Caqueza, Guaviare y las ZNI. De la zona de EMSA el sistema

puede alimentar el 57,64%, en el archivo unifilar adjunto en el Anexo se presenta más

detalles. El nivel de tensión en subestación Catama es de 89.7% y en Reforma 230 kV,

90.2%.

CONTINGENCIA 3: Esta contingencia considera la apertura de un transformador en la subestación de

Reforma 230/115 kV. Los resultados para cada caso se presentan en diagramas unifilares

en el Anexo 3 y en las siguientes tablas:





ALTILL_CRIST 0,248 26,2 -17,1 26 12,5

CAQUEZA 0 0 0 0 0

ECOPETROL 2,4 62,2 32,8 59,7 15

EMSA 13,3 228,6 142,8 215,2 81,2

GUAVIARE 0,023 7,2 3,9 7,2 3,5

ZNI 0,003 1,3 0,54 1,3 0,63

TOTALES 16,1 325,7 163,0 309,6 113,0

ANEXO%203%20-%20ANÁLISIS%20OPCIONES%20230kV%20EMSA/2.%20CONTINGENCIAS/CONTINGENCIA%202/CASO_3_EMSA.pdf



Revisión No. 0


Pág. 56

Esta contingencia obliga al sistema a deslastrar la carga de Caqueza en su totalidad, no

obstante se debe tener presente que Caqueza no queda sin alimentación, ya que se debe

recordar que es alimentado simultáneamente desde Victoria. Asimismo es necesario

anotar que la carga que tomaba este transformador, es ahora suministrada por el enlace

de Suria 230 kV por lo que la carga no atendida de EMSA es del 3,8%, es decir el sistema

logra suplir el 96,2%. El transformador de Reforma queda cargado al 123%, más detalle

en el archivo unifilar adjunto.





ALTILL_CRIST 0,181 26,1 -10,5 26 10,4

CAQUEZA 0 0 0 0 0

ECOPETROL 0 0 0 0 0

EMSA 12 216,8 123,7 204,8 78,7

GUAVIARE 0,023 7,2 3,9 7,2 3,5

ZNI 0,003 1,30 0,53 1,30 0,63

TOTALES 12,2 251,6 117,6 239,3 93,2

Esta opción ante la salida de un transformador de Reforma permite atender el 91,4% de la

carga de EMSA, sin embargo deja desentendidas a Caqueza y el respaldo de Ecopetrol.

En este análisis el transformador de Reforma queda cargado al 123%.





ALTILL_CRIST 0,197 26,1 -8,32 26 12,5

CAQUEZA 0 0 0 0 0

ECOPETROL 0 0 0 0 0

EMSA 15,4 222,6 135,9 207,02 78,1


Revisión No. 0


Pág. 57



GUAVIARE 0,026 7,2 3,9 7,2 3,5

ZNI 0,003 1,3 0,53 1,3 0,63

TOTALES 15,6 257,3 132,1 241,5 94,8

Esta opción, ante la salida de un transformador de Reforma permite atender el 92,4% de la

carga de EMSA, sin embargo deja desentendidas a Caqueza (sigue alimentada por

Victoria) y el respaldo a Ecopetrol. En esta simulación los dos transformadores de

Reforma están cargados en 99,7%.

Aunque se puedan cargar más estos transformadores, el problema radica en que si se

aumenta un poco más la carga, el sistema empieza a tener problemas de estabilidad de

tensión por falta de reactivos, esto causa varios problemas de bajos voltajes. En el archivo

unifilar adjunto se pueden observar nodos como Catama, Surimena, Septima Brigada, etc,

en los cuales están cerca del 90%.

CONTINGENCIA 4: Esta contingencia considera la apertura de una línea de 115 kV Reforma - Barzal. Los

resultados para cada caso se presentan en diagramas unifilares en el Anexo 3 y en las

siguientes tablas:





ALTILL_CRIST 0,248 26,2 -17,06 26 12,5

CAQUEZA 0,191 24,1 7,4 23,9 8,4

ECOPETROL 2,4 62,2 32,9 59,7 69

EMSA 15,4 239,4 144,4 223,9 83,1

GUAVIARE 0,023 7,2 3,9 7,2 3,5

ZNI 0,003 1,3 0,53 1,3 0,63



Revisión No. 0


Pág. 58



TOTALES 18,3 360,6 172,3 342,3 177,3

La opción 1 puede sostener el 100% de la demanda del sistema para todas las zonas. El

nodo de Catama 34.5 kV se encuentra en el 89,9% de tensión.





ALTILL_CRIST 0,185 26,1 -9,8 26 10,4

CAQUEZA 0,196 24,1 7,5 23,9 8,4

ECOPETROL 2,2 62 33,9 59,7 15

EMSA 17,9 241,8 165,1 223,9 83,1

GUAVIARE 0,026 7,2 3,9 7,2 3,5

ZNI 0,003 1,3 0,54 1,3 0,63

TOTALES 20,5 362,8 201,3 342,3 121,1

La opción de Puerto López puede sostener el 100% de la demanda del sistema, sin

embargo existen algunos nodos con límites inferiores de voltaje levemente excedidos:

Límites Inferiores de Voltaje Excedidos

--------------------------------------------------------------------------------------------

CATAMA34.5 u% = 88,60 Área 1 EMSA

T_CORALINA u% = 89,97 Área 1 EMSA

IDEMA34.5kV u% = 89,79 Área 1 EMSA



Se conservan las pequeñas sobrecargas de los elementos que se observan en el caso

base.



Revisión No. 0


Pág. 59




ALTILL_CRIST 0 0 0 0 0

CAQUEZA 0,188 24,1 7,4 23,9 8,4

ECOPETROL 0 0 0 0 0

EMSA 9,2 170,8 116,2 161,5 59,9

GUAVIARE 0 0 0 0 0

ZNI 0 0 0 0 0

TOTALES 9,4 194,9 123,7 185,5 68,4

La opción 3 presenta una fuerte disminución en la carga que se puede atender, ante esta

contingencia el sistema puede sostener el 72.1% de la demanda máxima de la zona de

EMSA, además deja desatendidas a Ecopetrol, Guaviare, Altillanura y las ZNI. Aun así

empiezan a presentarse los siguientes problemas de tensión:


--------------------------------------------------------------------------------------------

BARZAL3_13.2kV u% = 89,76 Área 1 EMSA

CATAMA34.5 u% = 88,87 Área 1 EMSA

T_BALASTRERA u% = 89,61 Área 1 EMSA

EL_JAPON_34.5KV u% = 89,30 Área 1 EMSA

PRES_CABAÑA34.5KV u% = 89,60 Área 1 EMSA

CONTINGENCIA 5:

Esta contingencia considera la apertura de una línea de 115 kV Ocoa – Suria, con lo cual

se pierde la alimentación para varias subestaciones de 115 kV y la carga que dependen

de ellas; Suria, Puerto López, Bio Energy, Altillanura y Cristalina. Los resultados para cada

caso se presentan en diagramas unifilares en el Anexo 3 y en las siguientes tablas:



Revisión No. 0


Pág. 60





ALTILL_CRIST 0,249 26,2 -17,2 26 12,5

CAQUEZA 0,189 24,1 7,4 23,9 8,4

ECOPETROL 2,8 62,6 33 59,8 15

EMSA 13,6 237,6 137,9 223,97 83,1

GUAVIARE 0,023 7,3 3,9 7,2 3,5

ZNI 0,003 1,3 0,53 1,3 0,63

TOTALES 16,9 359,2 166,1 342,3 123,3

La opción 1 ante la contingencia 5 puede sostener el 100% de la demanda del sistema

para todas las zonas. El sistema puede sostener la carga gracias al enlace por

confiabilidad planteado, que va desde Suria a Granada 115 kV y a la inyección directa de

potencia en esta área de EMSA debido a la subestación Suria 230 kV. Más a delante se

detallan las obras.





ALTILL_CRIST 0,185 26,1 -9,7 26 10,4

CAQUEZA 0,193 24,1 7,5 23,9 8,4

ECOPETROL 2,2 62 33,4 59,8 15

EMSA 14,9 238,9 151 223,9 83,1

GUAVIARE 0,025 7,3 3,9 7,2 3,5

ZNI 0,003 1,3 0,54 1,3 0,63

TOTALES 17,6 359,9 186,7 342,3 121,1

La opción de Puerto López puede sostener el 100% de la demanda del sistema. Se

conservan las pequeñas sobrecargas de los elementos que se observan también en el

caso base las cuales se mencionan de nuevo:


Revisión No. 0


Pág. 61


--------------------------------------------------------------------------------------------








Las consecuencias de esta contingencia se pueden prever, no se logra convergencia con

el programa. Si se observa el sistema, la línea en contingencia es la fuente principal de

potencia para las subestaciones aguas debajo de Ocoa. Debido a que la zona petrolera

del Meta no cuenta con una inyección adicional de potencia, la zona queda sin servicio.

Este caso la potencia que debe racionar el sistema es de 66.7 MW que corresponde a la

demanda asociada a las subestaciones de 115 kV de Suria, Puerto Lopez, Altillanura,

Bioenergy y Cristalina.

6.2.3 Elección mejor opción técnica para obras 230 kV

De acuerdo con las simulaciones en el caso base y las simulaciones en contingencia, se

puede asegurar que la opción 1 “Suria 230 kV”, es la variante que mejor se comporta ante

contingencias en 230 kV, e incluso en 115 kV. Esta configuración es la que menos

ocasiona energía no suministrada.

Las opciones 1 y 2 al inyectar potencia directamente en el centro de carga donde se

encuentran las empresas petroleras, garantizan mayor confiabilidad para estos clientes.

Fallas en los sistemas de 115 kV pueden ser soportados por cualquiera de estas dos

opciones debido a esta característica.

Dos puntos (Suria y Reforma) de inyección de potencia mejoran notablemente la

confiabilidad al sistema, además esta configuración soporta cambios más bruscos en la


Revisión No. 0


Pág. 62

red y da más posibilidades de crecimiento.

La opción 1 es aún más favorable que la opción 2, las razones son; raciona menos carga,

geográficamente está mejor ubicada con respecto al centro de carga del sistema, da mejor

soporte a Ecopetrol en su actual área de influencia (Suria, Castilla, Chichimene) y es más

económica ya que esta 53 km más cerca de la derivación de la línea Tunal – Guavio 2.

Si bien se podría evaluar una cuarta opción que incluyese un cuarto transformador en

Reforma, la misma sería igualmente susceptible a las contingencias de líneas, tanto del

STN como de la red de 115 kV. Adicionalmente esta opción no permite preparar el sistema

para crecimientos en áreas distantes de los actuales centros de carga.

De acuerdo con todo lo anterior, se recomienda implementar la opción 1. A partir de esta

opción se desarrollan las demás obras y se define la fecha de entrada de cada una.

6.3 Análisis de obras y fechas de entrada

En este punto se analiza y se define la fecha de entradas de todas las obras necesarias

para el correcto funcionamiento del sistema de EMSA en el periodo 2011 – 2020. En el

Anexo 4 se presentan los resultados de las simulaciones para cada año en unifilares a

continuación se presentan las convenciones utilizadas en los diagramas:

ANEXO%204%20Y%205%20-%20ENTRADA%20DE%20OBRAS%20Y%20CONTINGENCIAS%20POR%20AÑO


Revisión No. 0


Pág. 63

Figura 6.11. Convención diagramas.

El objetivo de este punto es indicar las obras propuestas para todo el periodo de estudio,

después se indica el año de entrada de cada obra. Las obras se analizan en detalle según

el año de entrada que le corresponda.

La metodología para alcanzar el objetivo de este punto fue la siguiente:

Se actualizó el modelo en el software para cada año con las demandas

proyectadas.

Se realizaron simulaciones para cada año, esta simulación ayuda a identificar si

existen problemas en la red EMSA con las nuevas demandas.

En caso de existir problemas en la red, se plantea las obras para su solución.

Se ingresan estas nuevas obras y se simula nuevamente para evaluar su

comportamiento.

Se determina la potencia no suministrada en caso que no existan las obras

planteadas, esta potencia puede ser baja en algunos casos debido a que las

sobrecargas/tensiones que se presentan en la red son cercanos a los límites

CONVENCIÓN DE COLORES

Alimentadores 34.5 kV

Elemento Abierto

Sobrecarga

Elemento Proyectado

Red Aislada


Revisión No. 0


Pág. 64

inferiores por lo que la potencia que se debe racionar es poca. Sin embargo se

debe tener en cuenta que esta potencia no suministrada aumenta con los años

debido al aumento en la demanda.

Se analizan contingencias para la red con las obras planteadas.

Para cada simulación de este punto se ha creado un diagrama unifilar y una tabla

detallada de resultados que se entregan con este documento.

Las contingencias para cada año pueden ser diferentes ya que el sistema presenta

cambios en su configuración, no se consideran contingencias en sistemas que sean

radiales. Las contingencias que se simularon son las siguientes:

Apertura de la línea Reforma – Barzal en ambos extremos.

Apertura de la línea Reforma – Ocoa en ambos extremos.

Apertura de la línea Reforma – Ocoa 2 en ambos extremos.

Apertura de un transformador en Reforma.

Apertura de un transformador en Reforma.

Apertura de la línea Ocoa – Suria en ambos extremos.

Apertura de la línea Ocoa - Granada en ambos extremos.

Apertura de la línea Ocoa - Guamal en ambos extremos.

Apertura de la línea Guamal - Granada en ambos extremos.

Las contingencias no se detallan en este punto, se realizan las simulaciones para

garantizar los correctos niveles de tensión y cargabilidades en el sistema, los resultados

se presenta en el Anexo 5. Para el año 2020 las contingencias son las mismas que el

punto 6.2.2 por lo que no hay necesidad de repetirlas en este numeral.

Plan de obras para la expansión del sistema eléctrico de EMSA

A continuación se presenta el plan de obras para la expansión de EMSA en el periodo

2011 - 2020:


Revisión No. 0


Pág. 65

Tabla 6.22. Proyectos y fecha de entrada.

No. Obra Descripción del Proyecto / Maniobra Fecha entrada

1 Retirar transformador GRANADA 34.5/13.2 kV e instalar nuevo transformador en GRANADA de 115/13.2 kV, 20 MVA.

2011

2 Transferir carga en 13.2 kV de BARZAL 3 a BARZAL 1. (3.3 MW Aproximadamente).

2011

3 Adicionar transformador para una nueva bahía 230/115 kV de 150 MVA en Suria Emsa.

2012

4

Derivación del segundo circuito TUNAL - GUAVIO hacia SURIA EMSA en 230 kV. La línea originalmente es de 156 km, conductor ACSR RAIL. Se ha estimado que la derivación requiere 33 km de ida y 33 km de regreso.

2012

5 Adicionar segundo circuito paralelo SURIA – PTO LÓPEZ 115 kV, 53.4 km, 397 kcm, obra por confiabilidad.

2012

6 Adicionar segundo circuito paralelo PTO LÓPEZ – BIOENERGY 115 kV, 43 km, 336.4 ACSR 34.5 kV, obra por confiabilidad.

2012

7 Maniobras: Cerrar el enlace SEP BRIGADA – CATAMA. Abrir el enlace CAÑOS NEGROS – CATAMA.

2013

8 Adicionar un segundo transformador tridevanado en paralelo 115/34.5/13.2 kV 30/40 MVA en la S/E OCOA.

2013

9 Adicional un circuito SURIA – GRANADA 115 kV, de 64 km, 397 kcm. Obra por confiabilidad.

2013

10

Derivación circuito OCOA - GRANADA hacia GUAMAL en 115 kV. La línea originalmente es de 67 km, conductor 336.4 ACSR A 115 kV. Se ha estimado que la derivación no requiere incrementar apreciablemente la longitud original, se consideraron 37 km entre GUAMAL – GRANADA y 30 km entre GUAMAL – OCOA.

2018

11 Adicionar transformador bidevanado 115/34.5 kV 20 MVA en S/E GUAMAL.

2018

12

Maniobras: Abrir la línea SAN MARTIN – GRANADA. Cerrar el tramo GUAMAL – T CASTILLA. Abrir la línea ACACIAS – GUAMAL en el extremo GUAMAL únicamente.

2018

13 Adicionar segundo transformador en paralelo para la bahía 230/115 kV, de 150 MVA c/u en SURIA EMSA.

2019


Revisión No. 0


Pág. 66

No. Obra Descripción del Proyecto / Maniobra Fecha entrada

14 Cambiar el conductor del tramo T PTOCALDAS - SNJ ARAMA a conductor 266.8 ACSR 34.5 kV, son 23.3 km.

2019

15 Adicionar banco de condensadores de 2 Mvar, 34.5 kV en CUMARAL. 2019

16 Cambiar el conductor del tramo T SEP_BRIGRADA – T RIO OCOA - CATAMA a conductor 266.8 ACSR 34.5 kV.

2020

17 Adicionar banco de condensadores de 2 Mvar, 34.5 kV en SNJ ARAMA.

2020

Las obras de esta tabla hacen referencia solo a las obras del presente plan de expansión,

las obras requeridas que ya están programadas como BIOENERGY, las ZNI, Altillanura,

Hocol, etc. Están consignadas en la Tabla 3.10, estas obras también fueron consideradas

para las simulaciones.

6.3.1 Año 2011

En este año se incrementan las demandas de todas las cargas de acuerdo con el numeral

3.3. Además en este año existen las siguientes obras requeridas:

1. [2011] Energización línea Puerto López – Puerto Gaitán a 115 kV. Ingreso de las

cargas de Altillanura y Hocol, esto incluye reconfiguración en la alimentación de

Puerto Gaitan y El Rubí.

2. [2011] Línea Puerto Gaitán – Altillanura 34.5 kV.

3. [2011] Ingreso de ZNI (Puerto Toledo y Las Brisas) con Puerto Lleras.

4. [2011] Compensación Surimena 1 Mvar en 34.5 kV.

Al correr la simulación se detectaron los siguientes problemas:


Revisión No. 0


Pág. 67


-------------------------------------------------------------------

TR_BARZAL3 i/s% = 110,09 TODO EMSA

TR_GRANADA i/s% = 100,00 TODO EMSA

Para solucionarlos se emplearon las siguientes obras y/o acciones en la red:


1. [2011] Retirar transformador GRANADA 34.5/13.2 kV e instalar nuevo

transformador en GRANADA de 115/13.2 kV, 20 MVA.

2. [2011] Se transfiere carga en 13.2 kV de BARZAL 3 a BARZAL 1 (3.3 MW).

Después de las obras no se presentan problemas de regulación de tensión o sobrecargas,

los resultados antes y después de obras se presentan en el Anexo 4.

En caso de no presentarse estas obras se deberá racionar:

1. 2.5 MW por la sobrecarga de TR_GRANADA.

2. 3.3 MW por la sobrecarga de TR_BARZAL3.

Las simulaciones ante contingencias muestran que el sistema tiene voltajes y

cargabilidades aceptables con estos cambios, ver Anexo 5.

6.3.2 Año 2012


3.3. Además en este año existen las siguientes obras requeridas:

1. [2012] Entrada en operación generador de OROTOY en Ecopetrol.

2. [2012] Entrada en operación de BIOENERGY.

ANEXO%204%20Y%205%20-%20ENTRADA%20DE%20OBRAS%20Y%20CONTINGENCIAS%20POR%20AÑO/2011/DESPUES

ANEXO%204%20Y%205%20-%20ENTRADA%20DE%20OBRAS%20Y%20CONTINGENCIAS%20POR%20AÑO/2011/CONTINGENCIAS


Revisión No. 0


Pág. 68

Al correr la simulación se detectaron los siguientes problemas:


---------------------------------------------------------------

VIL_TR_212 i/s% = 109,63 TODO EMSA

VIL_TR_211 i/s% = 109,63 TODO EMSA

Estas sobrecargas corresponden a los transformadores de Reforma 230/115 kV. Para

solucionarlos se emplearon las siguientes obras y/o acciones en la red:

1. [2012] Derivación del segundo circuito TUNAL - GUAVIO hacia SURIA EMSA en

230 kV. La línea originalmente es de 156 km, conductor ACSR RAIL. Se ha

estimado que la derivación requiere 33 km de ida y 33 km de regreso.

2. [2012] Adicionar un transformador para la nueva bahía 230/115 kV, de 150 MVA en

SURIA EMSA.

Obras por confiabilidad:

1. [2012] Adicionar segundo circuito paralelo SURIA – PTO LÓPEZ 115 kV, 53.4 km,

397 kcm, obra por confiabilidad.

2. [2012] Adicionar segundo circuito paralelo PTO LÓPEZ – BIOENERGY 115 kV, 43

km, 336.4 ACSR 34.5 kV, obra por confiabilidad.




1. 18.5 MW por la sobrecarga de los dos transformadores de Reforma.

2. 31 MW ante una falla en Suria - Puerto López (Obra confiabilidad).



Revisión No. 0


Pág. 69

3. 27.2 MW ante una falla en Puerto López – Bioenergy (Obra confiabilidad).



6.3.3 Año 2013


3.3. En este año no existen obras requeridas:

Al realizar la simulación se detectaron los siguientes problemas en conductores:


-------------------------------------------------------------------------

TCOFREN_TPOLICIA i/s% = 101,92 TODO EMSA

TPOLICIA_BARZAL1 i/s% = 101,90 TODO EMSA

T_COFREN_CAÑOS i/s% = 101,94 TODO EMSA

Para solucionarlos se emplearon las siguientes maniobras en la red:

1. [2013] Maniobras:

a) Cerrar el enlace SEP BRIGADA – CATAMA.

b) Abrir el enlace CAÑOS NEGROS – CATAMA.

Obras por confiabilidad:

2. [2013] Adicional un circuito SURIA – GRANADA 115kV, de 64km, 397 KCM.

Después de esta maniobra se realiza de nuevo la simulación y se presentan los siguientes

problemas:


---------------------------------------------------------------------------



Revisión No. 0


Pág. 70

TR_OCOA i/s% = 107,52 TODO EMSA

Para solucionarlos se emplearon las siguientes acciones:

1. [2013] Adicionar un segundo transformador tridevanado en paralelo 115/34.5/13.2

kV 30/40 MVA en la S/E OCOA.




1. 1.5 MW por la sobrecarga de los conductores.

2. 2.6 MW por la sobrecarga del TR_OCOA.

3. 33.2 MW ante una falla en la línea Ocoa – Granada.



6.3.4 Año 2014


3.3. En este año no se presenta problemas con ningún elemento de la red, no requiere

obras adicionales.

Los resultados de la simulación para este año se presentan en el Anexo 4. Las

simulaciones ante contingencias muestran que el sistema tiene voltajes y cargabilidades

aceptables con estos cambios, ver Anexo 5.



ANEXO%204%20Y%205%20-%20ENTRADA%20DE%20OBRAS%20Y%20CONTINGENCIAS%20POR%20AÑO/2014



Revisión No. 0


Pág. 71

6.3.5 Año 2015



obras adicionales.




6.3.6 Año 2016



obras adicionales.




6.3.7 Año 2017



obras adicionales.











Revisión No. 0


Pág. 72

6.3.8 Año 2018


3.3. Al realizar la simulación se detectaron los siguientes problemas:


-----------------------------------------------------------------------------------------

MLLIN_ARIARI34.5kV u% = 89,22 TODO EMSA

La subestación Medellín de Ariari tiene límites inferiores de tensión excedidos, las

subestaciones aledañas como El Dorado y Cubarral están cerca del 90% de tensión.


-----------------------------------------------------------------------------------------

TR_SURIA_230_1 i/s% = 103,22 TODO EMSA


1. [2018] Derivación circuito OCOA - GRANADA hacia GUAMAL en 115 kV. La línea

originalmente es de 67 km, conductor 336.4 ACSR A 115 KV. Se ha estimado que

la derivación no requiere incrementar apreciablemente la longitud original, se

consideraron 37 km entre GUAMAL – GRANADA y 30 km entre GUAMAL – OCOA.

2. [2018] Adicionar transformador bidevanado 115/34.5 kV 20 MVA en S/E GUAMAL.

3. [2018] Maniobras:

a) Abrir la línea SAN MARTIN – GRANADA.

b) Cerrar el tramo GUAMAL – T CASTILLA.

c) Abrir la línea ACACIAS – GUAMAL en el extremo GUAMAL únicamente.


Revisión No. 0


Pág. 73

Después de las obras no se presentan problemas de regulación de tensión, la sobrecarga

que presentaba el trasformador de Suria desaparece. Los resultados antes y después de

obras se presentan en el Anexo 4.


3. 2.7 MW por límite inferior de voltaje en la subestación Medellín de Ariari.

En este punto es importante mencionar que la línea que se plantea por confiabilidad Suria

– Granada 115 kV, permite superar contingencias en la línea Ocoa – Guamal o Guamal

Granada sin necesidad de suspender el servicio en esta zona.



6.3.9 Año 2019




-----------------------------------------------------------------------------------------

T_BALASTRERA u% = 89,63 TODO EMSA

EL_JAPON_34.5KV u% = 89,34 TODO EMSA

PRES_CABAÑA34.5KV u% = 89,62 TODO EMSA

VISTA_HERMOSA34.5KV u% = 89,84 TODO EMSA


-----------------------------------------------------------------------------------------

TR_SURIA_230_1 i/s% = 105,64 TODO EMSA






Revisión No. 0


Pág. 74


1. [2019] Adicionar segundo transformador para la bahía 230/115 kV, de 150 MVA en

SURIA EMSA.

2. [2019] Cambiar el conductor del tramo SNJ ARAMA – T PTOCALDAS a conductor

266.8 ACSR 34.5 KV, son 23.3 km.

3. [2019] Adicionar banco de condensadores de 2 Mvar, 34.5 kV en CUMARAL.

Después de las obras no se presentan problemas. Los resultados antes y después de

obras se presentan en el Anexo 4.


1. 11.13 MW por sobrecarga en el transformador de Suria.

2. 1.37 MW por bajas tensiones en Japón, Balastera y Cabaña.

3. 1.1 MW por bajas tensiones en Vista Hermosa.



6.3.10 Año 2020




-----------------------------------------------------------------------------------------

URIBE34.5kV u% = 89,61 TODO EMSA

MURIBA34.5kV u% = 89,40 TODO EMSA




Revisión No. 0


Pág. 75

VISTA_HERMOSA34.5KV u% = 88,25 TODO EMSA


-----------------------------------------------------------------------------------------

T_RIOOCOA_CATAMA i/s% = 100,64 TODO EMSA


SEP_BRIGD_APIAY1 i/s% = 100,60 TODO EMSA




1. [2020] Adicionar banco de condensadores de 2 Mvar, 34.5 kV en SNJ ARAMA.

2. [2020] Cambiar el conductor del tramo T SEP_BRIGRADA – T RIO OCOA -

CATAMA a conductor 266.8 ACSR 34.5 KV.


1. 1.43 MW por sobrecarga en conductores de Séptima Brigada que van hacia

Catama.

2. 1.27 MW por bajas tensiones en Uribe, Muriba y Vista Hermosa.

Después de las obras se presentan los siguientes problemas.


-----------------------------------------------------------------------------------------




Estas sobrecargas son de conocimiento de EMSA y son admitidas, los resultados antes y

después de obras se presentan en el Anexo 4.



Revisión No. 0


Pág. 76

Las simulaciones ante contingencias para el 2020 se presentan en la sección 6.2.2.

6.4 Evaluación Económica

Consideraciones Generales para STN

Para la valoración de activos del STN se empleó la Resolución 011 de 2009.

El valor de AOM de activos del STN se estableció basado en un porcentaje de 2,5% del

valor del activo eléctrico.

El valor del activo no eléctrico del STN se estableció basado en el porcentaje determinado

por la CREG en la Resolución 011 de 2009, correspondiente al 5% del valor de la

anualidad del activo eléctrico.

Consideraciones Generales para STR

Para la valoración de activos del STR se empleó la Resolución 097 de 2008.

El valor de AOM de activos del STN se estableció basado en el porcentaje reconocido a

EMSA (Resoluciones CREG 102 de 2009 y 025 2010) porcentaje de 2,65% del valor del

activo eléctrico.

El valor del activo no eléctrico del STR se estableció basado en el porcentaje determinado

por la CREG en la Resolución 097 de 2008, correspondiente al 4,1% del valor de la

anualidad del activo eléctrico.

La valoración de los costos de la Energía no Suministrada se realiza con el costo de

racionamiento primer escalón CRO1 (609 $/kWh, pesos de diciembre de 2009, por

consistencia con los valores de la unidades constructivas).


Revisión No. 0


Pág. 77

La disminución en pérdidas se valoró como los costos no incurridos en pagos de energía y

cargos del STN, para lo cual se empleó un valor de 130 $/kWh y de 18 $/kWh

respectivamente.

Consideraciones Generales Para SDL

Los proyectos de SDL se valoraron con unidades constructivas según la Resolución

CREG 097 de 2008.

Se estableció el costo medio del proyecto como la relación del costo del proyecto incluido

inversión más costos de AOM y activo no eléctrico, a la energía atendida por disponer del

proyecto.

La relación B/C para estos proyectos se estableció como la relación del costo medio

reconocido a EMSA para nivel 3 (30,01 $/kWh, pesos de diciembre de 2007) el cual fue

establecido mediante Resolución CREG.

A continuación, se presentan los resultados de la evaluación económica, por año y por

proyecto. Se muestran la valoración de los activos involucrados para ejecutar el proyecto,

la anualización de la inversión y cálculo de costos de administración, operación y

mantenimiento y activo no eléctrico, la demanda que es atendida por disponer del

proyecto, el impacto en los cargos y la relación beneficio costo.

6.4.1 Año 2012

6.4.1.1 Subestación Suria 230 kV

Se emplea para la subestación 230 kV la configuración Interruptor y Medio.

El costo del módulo de conexión del transformador del lado de alta se asigna al STN (ver

Resolución CREG 011 de 2009).


Revisión No. 0


Pág. 78

6.4.1.1.1 Unidades Constructivas de la CREG

Los costos de referencia de las unidades constructivas de la CREG para el Proyecto

SURIA 230 kV se presentan en las Tabla 6.23, Tabla 6.24 y Tabla 6.25 en miles de pesos

colombianos (MCOP), de acuerdo con las Resoluciones CREG 011 de 2009 y 097 de

2008.

Tabla 6.23 Costo de UC para las líneas 230 kV

Descripción Vida Útil

Longitud (km)

R. CREG 011/09 Valor Unitario (miles $/08)

Valor Total (miles $/09)

Observación

Líneas 230 kV 40 33 km de ida y 33 km de

regreso. $ 617.042,0 $ 39.832.162,1

Línea Guavio Tunal - Suria (2 Circuitos - 2 sub conductores por

fase - Nivel 1)

Tabla 6.24 Costo de UC para la subestación de Conexión al STN


Cantidad R. CREG 011/09 Valor Unitario (miles $/08)


Observación

Subestación Suria 230 kV

Módulo de Barraje 30 1 $ 457.662,0 $ 447.630,9 Tipo 1 – Interruptor y Medio

Módulo Común 30 1 $ 4.912.136,0 $ 4.804.471,3

Bahía de Línea 30 2 $ 2.569.253,0 $ 5.025.879,7

Bahía de Transformador 230 kV

30 1 $ 2.026.751,0 $ 1.982.328,5

Corte Central (IM) 30 2 $ 942.679,0 $ 1.844.034,5 Corte Central Línea y Corte Central

transformador

Tabla 6.25 Costo de UC para la subestación Suria 115 kV




Observación

Subestación Suria 115 kV

Transformador 230/115 kV

30 1 $ 6.613.170,0 $ 7.050.196,5 Banco de autotransformador

monofásico, capacidad final de 50 MVA

Bahía de Transformador 115 kV

30 1 $ 825.629,0 $ 880.190,1

6.4.1.1.2 Total Inversión Proyecto

Los costos totales de Unidades Constructivas para el Proyecto se presentan en la Tabla

6.26 en miles de pesos colombianos (MCOP).


Revisión No. 0


Pág. 79

Tabla 6.26 Total de inversión del Proyecto SURIA 230 kV tanto en el STN como en el STR.

Descripción Valor Total (miles $/09)

Valor Total (millones de dólares)

1

Líneas STN $ 39.832.162,09 $ 22.129,0

Subestación STN $ 14.104.344,8 $ 7.835,7

Total inversión STN $ 53.936.506,9 $ 29.964,7

Subestación STR $ 7.930.386,6 $ 4.405,8

Total inversión STR $ 7.930.386,6 $ 4.405,8

6.4.1.1.3 Inversión Anualizada

La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.27 en miles de pesos

colombianos (MCOP).

Tabla 6.27 Inversión anualizada del Proyecto SURIA 230 kV tanto en el STN como en el STR.

Descripción Vida útil Tasa de Retorno

Regulatoria Anualidad

Líneas STN 40 11,45% $ 4.621.255

Subestación STN 30 11,45% $ 1.679.944

Total inversión anualizada STN

$ 6.301.199

Subestación STR 30 13% $ 1.057.998

Total inversión anualizada STR

$ 1.057.998

6.4.1.1.4 Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No

Eléctrico (ANE)

El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.28 en miles de pesos colombianos

(MCOP).

Tabla 6.28 Costo de AOM y ANE del Proyecto SURIA 230 kV tanto en el STN como en el STR.

Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)

AOM STN 2,5% $ 1.348.413

ANE STN 5% $ 315.060

Total STN (Inv. Anualizada + AOM + ANE)

$ 7.964.672

AOM STR 2,7% $ 210.155

1 Se emplea una TRM de 1800 pesos


Revisión No. 0


Pág. 80


ANE STR 4,1% $ 43.378

Total STR (Inv. Anualizada + AOM + ANE)

$ 1.311.531

6.4.1.1.5 Impacto en los Cargos STN y STR ($/kWh)

Teniendo en cuenta la proyección anual de demanda nacional de energía eléctrica en

Colombia para el año 2012 en es el escenario bajo es de 57.732,8 GWh/año y un factor de

demanda por STR, en particular para la región centro-sur se estimó en 79,47 %, se calculó

un impacto en el cargo STN de 0,1380 $/kWh y en el STR de 0,0286 $/kWh.

6.4.1.1.6 Cálculo de la relación beneficio costo

En la siguiente tabla se presenta la información de la potencia no suministrada (PNS) y

energía no suministrada (ENS) tanto por crecimiento del sistema como por confiabilidad.

De igual forma el delta de pérdidas en potencia y energía.

Tabla 6.29 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad

Fecha de Entrada en Operación

Potencia No Suministrada -

PNS (MW)

Energía No Suministrada – ENS (MWh/año)

PNS por confiabilidad

(MW)

ENS por Confiabilidad

(MWh/año)

Delta Pérdidas

(MW)

Delta Pérdidas Energía

(MWh/año)

2012 18,5 40515 34,5 1318,5 2,213 10229,5

Las energías no suministradas, tanto por crecimiento como por confiabilidad, se valoran a

un costo de racionamiento, que como se indicó anteriormente se emplea un costo de

racionamiento primer escalón CRO1 (609 $/kWh, pesos de diciembre de 2009). Y el delta

de pérdidas de energía a un costo estimado de 130 $/kWh, que correspondería a 120

$/kWh por generación y 18 $/kWh del costo de transmisión. En consecuencia, tendría un

beneficio de:

Tabla 6.30 Beneficios del Proyecto SURIA 230 kV

Beneficios calculados del Proyecto SURIA 230 kV $ (miles $/09)

Energía No Suministrada por Crecimiento (situación normal) $ 24.659.050

Energía No Suministrada por Confiabilidad (situación de contingencia) $ 802.478


Revisión No. 0


Pág. 81

Beneficios calculados del Proyecto SURIA 230 kV $ (miles $/09)

Energía delta de pérdidas $ 1.411.677

Luego, la relación beneficio/costo del proyecto es 2,90.

6.4.1.2 Segundo circuito Suria - Puerto López y Puerto López- BioEnergy 115 kV

En primer lugar se presentará las dos obras por confiabilidad como si fueran un único

proyecto.

Segundo circuito paralelo SURIA – PTO LOPEZ 115 kV, 53.4 km, 397 KCM, obra por

confiabilidad.

Segundo circuito paralelo PTO LOPEZ – BIOENERGY 115 kV, 43 km, 336.4 ACSR

34.5 KV, obra por confiabilidad.


Los costos de referencia de las unidades constructivas de la CREG para el Proyecto

Segundo circuito paralelo SURIA-PTO LOPEZ – BIOENERGY 115 kV se presenta en la

Tabla 6.31 en miles de pesos colombianos (MCOP), de acuerdo con las Resolución CREG

097 de 2008.

Tabla 6.31 Costo UC del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA–PTO.LOPEZ–BIOENERGY 115 kV


Longitud (km)



Observación

Línea 115 kV Suria- Pto. López.

40 53,4 $ 262.135,0 $ 14.923.057,2 Conductor D-N4-2, poste metálico,

circuito sencillo, línea rural

Bahía de Línea 115 kV 30 2 $ 700.846,0 $ 1.494.321,8 Bahías en Suria y Pto. López

Línea 115 kV Pto. López - Bioenergy

40 43 $ 262.135,0 $ 12.016.694,0 Conductor D-N4-2, poste metálico,


Bahía de Línea 115 kV 30 2 $ 700.846,0 $ 1.494.321,8 Bahías en Pto. López y BioEnergy


El costo total de Unidades Constructivas para el Proyecto se presenta en la Tabla 6.32 en

miles de pesos colombianos (MCOP).


Revisión No. 0


Pág. 82

Tabla 6.32 Total de inversión del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV



2

Líneas STR $ 26.939.751,2 $ 14.966,5

Subestación STR $ 2.988.643,6 $ 1.660,4




colombianos (MCOP).

Tabla 6.33 Inversión anualizada del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV



Líneas STR 40 13 % $ 3.528.743

Subestación STR 30 13 % $ 398.717

Total inversión anualizada STR

$ 3.927.460


Eléctrico (ANE)


(MCOP).

Tabla 6.34 Costo de AOM y ANE del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV


AOM STR 2,7% $ 793.102

ANE STR 4,1% $ 161.026


$ 4.881.588

6.4.1.2.5 Impacto en el Cargo STR ($/kWh)



Revisión No. 0


Pág. 83




un impacto en el cargo del STR de 0,1064 $/kWh.




Proyecto PNS por

confiabilidad (MW)


(MWh/año)

Delta Pérdidas

(MW)

Delta Pérdidas Energía (MWh/año)

2012 Suria – Pto López 42,3 1093,0

0,6 2949,1 Pto López - BioEnergy 28,1 726,6

Tabla 6.36 Beneficios del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV

Beneficios calculados del Proyecto Suria - Pto. López - BioEnergy $ (miles $/09)

Energía No Suministrada por Confiabilidad (situación de contingencia) $ 1.107.513

Energía delta de pérdidas $ 406.981

Luego, la relación beneficio/costo del proyecto es 0,31. Dado esta relación, se decide

valorar cada circuito como proyectos independientes encontrando la siguiente relación

beneficio costo para cada uno de los tramos.

Tramo Relación B/C

Segundo circuito paralelo SURIA – PTO. LOPEZ 115 kV 0,37

Segundo circuito paralelo PTO. LOPEZ – BIOENERGY 115 kV 0,24

6.4.1.3 Subestación BioEnergy 115 kV


Tabla 6.37 Costo de UC para la subestación




Observación

Módulo de Barraje 30 1 $ 287.459,0 $ 306.455,5 Tipo 2 - convencional

Módulo de maniobra 30 1 $ 534.030,0 $ 569.321,0 Acople - Transferencia o


Revisión No. 0


Pág. 84




Observación

seccionamiento - Tipo Convencional

Módulo Común 30 1 $ 1.067.222,0 $ 1.137.748,6 Tipo 2 - convencional


Tabla 6.38 Total de inversión del Proyecto



3

Subestación STR $ 2.013.525,1 $ 1.118,6




colombianos (MCOP).

Tabla 6.39 Inversión anualizada del Proyecto




Total inversión anualizada STR $ 268.626


Eléctrico (ANE)


(MCOP).

Tabla 6.40 Costo de AOM y ANE del Proyecto


AOM STR 2,7% $ 53.358

ANE STR 4,1% $ 11.014


$ 332.998



Revisión No. 0


Pág. 85

6.4.1.3.5 Impacto en el cargo STR ($/kWh)




un impacto en el cargo del STR de 0,0073 $/kWh.




Proyecto PNS por Crecimiento (MW) ENS por Crecimiento

(MWh/año)

2012 Subestación BioEnergy 115 kV 2,25 4927,5

Tabla 6.42 Beneficios del Proyecto

Beneficios calculados del Proyecto $ (miles $/09)

Energía No Suministrada por crecimiento (situación normal) $ 2.999.073,6


6.4.2 Año 2013

6.4.2.1 Circuito SURIA – GRANADA 115 kV


Los costos de referencia de las unidades constructivas de la CREG para la línea SURIA –

GRANADA 115 kV se presenta en la Tabla 6.43 en miles de pesos colombianos (MCOP),

de acuerdo con las Resolución CREG 097 de 2008.

Tabla 6.43 Costo de UC para la línea SURIA – GRANADA 115 kV


Longitud (km)



Observación

Línea 115 kV 40 64 $ 262.135,0 $ 17.885.312,0 (Conductor D-N4-2, poste metálico, circuito sencillo, línea rural)

Bahía de Línea 115 kV 30 2

Unidades $ 700.846,0 $ 1.494.321,8 Bahías de línea en Granada y Suria


Revisión No. 0


Pág. 86







4

Líneas STR $ 17.885.312,0 $ 9.936,3

Subestación STR $ 1.494.321,8 $ 830,2




colombianos (MCOP).




Línea STR 40 13 % $ 2.342.734


Total inversión anualizada STR $ 2.542.093


Eléctrico (ANE)


(MCOP).



AOM STR 2,7% $ 513.560,3

ANE STR 4,1% $ 104.225,8

Total STR (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 3.159.878,6



Revisión No. 0


Pág. 87



Colombia para el año 2013 en es el escenario bajo es de 59298,03 GWh/año y un factor

de demanda por STR, en particular para la región centro-sur se estimó en 79,47 %, se

calculó un impacto en el cargo del STR de 0,0671 $/kWh.




PNS por Confiabilidad (MW)

ENS por Confiabilidad (MWh/año)

Delta Pérdidas (MW)


2013 37,5 969 2,4 11066,2



Energía No Suministrada por confiabilidad (situación contingencia) $ 589.772



6.4.3 Segundo Transformador tridevanado en paralelo 115/34.5/13.2 kV en la S/E

OCOA.


Los costos de referencia de las unidades constructivas de la CREG para el proyecto

segundo transformador tridevanado en paralelo 115/34.5/13.2 kV 30/40 MVA en la S/E

OCOA se presenta en la Tabla 6.49 en miles de pesos colombianos (MCOP), de acuerdo

con las Resolución CREG 097 de 2008.

Tabla 6.49 Costo de UC para el segundo transformador tridevanado en paralelo 115/34.5/13.2 kV en la S/E Ocoa




Observación

Transformador 115/34,5/13,2 kV

30 1 $ 2.286.172,0 $ 2.437.252,0 Fue valorado con capacidad máxima de 40 MVA.

Bahía Trans.115kV 30 1 $ 624.348,0 $ 665.607,6


Revisión No. 0


Pág. 88


El costo del transformador y su respectiva bahía se asigna al Nivel de Tensión N2, según

la asignación prevista en la Resolución 097 de 2008.






5

Subestación SDL $ 3.102.859,6 $ 1.723,8

Total inversión SDL $ 3.102.859,6 $ 1.723,8



colombianos (MCOP).




Subestación SDL 30 13,9 % $ 440.167

Total inversión anualizada SDL $ 440.167


Eléctrico (ANE)


(MCOP).



AOM SDL 2,7% $ 82.225,8

ANE SDL 4,1% $ 18.046,9

Total SDL (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 540.439,8



Revisión No. 0


Pág. 89


La relación B/C para este proyecto se estableció como la relación del costo medio

reconocido a EMSA para nivel 3 (30,01 $/kWh, pesos de diciembre de 2007) actualizada a

pesos de diciembre de 2009 por medio del IPP. (IPP Dic.-09 fue 179,39 y el IPP Dic.-07

fue 168,27).

La Tabla 6.53 presenta la potencia no suministrada y la energía no suministrada tanto por

crecimiento como por confiabilidad.



PNS por Crecimiento (MW)

ENS por Crecimiento (MWh/año)

PNS por Confiabilidad (MW)


(MWh/año)

2013 2,61 5715,9 36 1248,5

El costo medio del Proyecto se calcula de la siguiente forma:

Luego, la relación beneficio/costo del Proyecto para EMSA es:

⁄

Luego, la relación beneficio/costo (valoración privada) del proyecto es 0,41. Se resalta que

toda la inversión se está cargando en el nivel 3, por ser un tridevanado, se puede ajustar

este valor a un 40% de los cargos para nivel 3 y un 60% para nivel 2, con lo cual la RB/C

es 1. Igualmente no se dispone de opción.

Adicionalmente, se presenta la relación B/C económica del proyecto, para ello en la Tabla

6.54 se relacionan los beneficios del Proyecto valorados a costo racionamiento.


Revisión No. 0


Pág. 90



Energía No Suministrada por crecimiento (situación normal) $ 3.478.925



6.4.4 Año 2018

6.4.4.1 Subestación GUAMAL 115 kV

Se consideró una subestación con configuración barra principal y transferencia.


Tabla 6.55 Costo de UC para el Proyecto




Observación

Bahía de Línea 115 kV 30 4 $ 700.846,0 $ 2.988.643,6

Línea Granada – Guamal 115 kV

40 37 km $ 262.135,0 $ 10.339.946,0 Conductor D-N4-2, poste metálico,


Línea Guamal – Ocoa 115 kV

40 30 km $ 262.135,0 $ 8.383.740,0 Conductor D-N4-2, poste metálico,


Módulo de Barraje 30 1 $ 287.459,0 $ 306.455,5 Tipo 2 - convencional

Módulo de maniobra 30 1 $ 534.030,0 $ 569.321,0 Acople - Transferencia o

seccionamiento - Tipo Convencional

Módulo Común 30 1 $ 1.067.222,0 $ 1.137.748,6 Tipo 2 - convencional

Bahía Transformador 115 kV

30 1 $ 624.348,0 $ 665.607,6

Transformador 115/34,5 kV

30 1 $ 1.623.744,0 $ 1.731.047,9 Transformador trifásico 115/34.5 kV

20 MVA

Bahía Transformador 34,5 kV

30 1 $ 312.283,0 $ 332.920,0





Revisión No. 0


Pág. 91




6

Líneas STR $ 18.723.686,0 $ 1.146,6

Subestación STR $ 5.667.776,3 $ 0,0


Subestación SDL $ 2.063.967,9 $ 1.146,6

Total inversión SDL $ 2.063.967,9 $ 1.146,6



colombianos (MCOP).




Línea STR 40 13 % $ 2.452.550



Subestación SDL 30 13,9 % $ 292.791



Eléctrico (ANE)


(MCOP).



AOM STR 2,7% $ 646.374

ANE STR 4,1% $ 131.556

Total STR (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 777.930

AOM SDL 2,7% $ 54.695



Revisión No. 0


Pág. 92


ANE SDL 4,1% $ 12.004

Total SDL (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 66.700





calculó un impacto en el cargo del STR de 0,0142 $/kWh.








2018 2,7 5913 1,6 7308,1





Luego, la relación beneficio/costo del proyecto para UPME es 5,45.

Y con un costo medio de proyecto, para la evaluación en el N3, de 5 $/kWh se obtiene una

relación beneficio costo de 6,34.

6.4.5 Año 2019

6.4.5.1 SEGUNDO TRANSFORMADOR SURIA 230 kV



Revisión No. 0


Pág. 93

Tabla 6.61 Costo de UC (R. CREG 011/2009)




Observación


30 1 $ 2.026.751,0 $ 1.982.328,5

Tabla 6.62 Costo de UC para el Proyecto (R. CREG 097/08)




Observación

Transformador 230/115 kV

30 1 $ 6.613.170,0 $ 7.050.196,5 Banco autotransformador monofásico, capacidad final de 50 MVA)


30 1 $ 825.629,0 $ 880.190,1







7

Subestación STN $ 1.982.328,5 $ 1.101,3

Total inversión STN $ 1.982.328,5 $ 1.101,3

Subestación STR $ 7.930.386,6 $ 4.405,8




colombianos (MCOP).




Subestación STN 30 11,45 % $ 236.112

Total inversión anualizada STN $ 236.112



Revisión No. 0


Pág. 94



Subestación STR 30 13% $ 1.057.998



Eléctrico (ANE)


(MCOP).



AOM STN 2,5% $ 49.558

ANE STN 5% $ 11.806

Total STN (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 297.476

AOM STR 2,7% $ 210.155

ANE STR 4,1% $ 43.378

Total STR (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 1.311.531,2

6.4.5.1.5 Impacto en el cargo STN y STR ($/kWh)




calculó un impacto en el cargo del STN es de 0,0042 y en el STR de 0,0232 $/kWh.




PNS por Crecimiento

(MW)


PNS por Confiabilidad

(MW)


(MWh/año)

Delta Pérdidas

(MW)

Delta Pérdidas Energía

(MWh/año)

2019 11,1 24374,7 11,9 605,4 0,4 1627,1



Revisión No. 0


Pág. 95




Energía delta de pérdidas $ 224.541


6.4.5.2 COMPENSACIÓN EN S/E CUMARAL 34,5 kV






Observación

Compensación 2 MVAR

30 1 $ 62.592,0 $ 66.728,3 Compensación reactiva - nivel 3 - 2 MVAR







8

Subestación SDL $ 66.728,3 $ 37,1

Total inversión SDL $ 66.728,3 $ 37,1



colombianos (MCOP).



Revisión No. 0


Pág. 96




Subestación SDL 40 13,9% $ 9.326



Eléctrico (ANE)


(MCOP).



AOM SDL 2,7% $ 1.768

ANE SDL 4,1% $ 382









2019 1,1 2409 0,0375 173,3

El costo medio del proyecto es de $ 4.4, luego la relación beneficio/costo del proyecto es

7,20

6.4.5.3 CAMBIO DE CONDUCTOR TRAMO SNJ ARAMA - T PTO CALDAS 34,5 kV




Longitud (km)



Observación

Línea (34,5kV) Cambio de Conductor

40 23,3 $ 70.994,0 $ 1.763.474,2 Cambiar el conductor SNJ ARAMA – T PTOCALDAS a 266.8 ACSR 34.5


Revisión No. 0


Pág. 97


Longitud (km)



Observación

KV, son 23.3 km. (D-N3-2)





9

Inversión 30% $ 529.042,3 $ 293,9






Inversión 30% anualizada 40 13,9% $ 73.942

Total inversión anualizada SDL

$ 73.942








2019 1,4 12001,2 0,2 806,6


5,54

6.4.6 Año 2020



Revisión No. 0


Pág. 98

6.4.6.1 CAMBIO DE CONDUCTOR T SEP BRIGADA – T RIO OCOA - CATAMA 34,5 kV




Longitud (km)



Observación

Línea (34,5kV) Cambio de Conductor

40 6 $ 70.994,0 $ 454.113,5

Cambiar el conductor del tramo T SEP_BRIGRADA – T RIO OCOA - CATAMA a conductor 266.8 ACSR 34.5 KV (No cambia la UC)





10

Inversión 30% $ 136.234,1 $ 75,7






Inversión 30% anualizada 40 13,9% $ 19.041









2020 1,43 12526,8 0,35 1617,9

10

Se emplea una TRM de 1800 pesos


Revisión No. 0


Pág. 99


23,77.

6.4.6.2 Compensación en S/E SAN JUAN ARAMA 34,5 kV






Observación

Compensación 2 MVAR

30 1 $ 62.592,0 $ 66.728,3 Compensación reactiva - nivel 3 - 2 MVAR





11

Subestación SDL $ 66.728,3 $ 37,1






Subestación SDL 40 13,9% $ 9.326



Eléctrico (ANE)

11

Se emplea una TRM de 1800 pesos


Revisión No. 0


Pág. 100



AOM SDL 2,7% $ 1.768

ANE SDL 4,1% $ 382





PNS por Crecimiento (MW) ENS por Crecimiento (MWh/año)

2019 1,27 2781,3


7,75

6.5 Estudio de estabilidad transitoria

El objetivo del estudio de estabilidad transitoria es determinar las condiciones de

estabilidad o inestabilidad del sistema eléctrico, asimismo la pérdida de sincronismo de los

generadores en ciertas condiciones de operación, ante la ocurrencia de algún tipo de

evento probable. Además de lo anterior se puede tener información del comportamiento de

las señales de voltaje, potencias, ángulos, etc., las cuales indican el comportamiento del

sistema eléctrico.

Con lo anterior se pueden determinar qué condiciones del sistema y que tipo de eventos

posibles, pueden poner en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico.


Revisión No. 0


Pág. 101

6.5.1 Generalidades

El modelado del sistema eléctrico utilizado para las simulaciones y análisis de estabilidad

corresponde a las dos siguientes partes:

Modelado en estado estable

Modelado dinámico

El modelado del sistema en estado estable comprende básicamente los modelos

eléctricos de los siguientes elementos:

Generadores

Transformadores de potencia

Líneas y cables

Motores

Cargas

Condensadores

El modelado dinámico del sistema corresponde a los siguientes elementos:

Generadores (Modelo dinámico)

Sistema gobernador - turbina

Regulador automático de voltaje

El modelado y las simulaciones del sistema eléctrico se realizaron usando el programa de

análisis de sistemas de potencia NEPLAN.

6.5.2 Sistemas de control del generador

Las plantas de generación están dotadas con equipos que buscan garantizar la magnitud


Revisión No. 0


Pág. 102

del voltaje en terminales y la velocidad de giro de las mismas. Algunas otras poseen

equipos adicionales para proporcionar un amortiguamiento positivo a las oscilaciones del

rotor. A continuación se hace una descripción del principio de funcionamiento de tales

equipos y la forma como fueron implementados.

Cuando en el sistema eléctrico se presentan perturbaciones tales como fallas o cambios

en generación o demanda, los sistemas de control entran en acción para lograr una nueva

condición de equilibrio. Los sistemas de control empleados en las plantas de generación

son los reguladores automáticos de voltaje (AVR), los reguladores automáticos de

velocidad (GOV) y los estabilizadores del sistema de potencia (PSS).

La siguiente figura se presenta la relación entre el generador y los sistemas de control

asociados.

GENERADOR EXCITATRIZ TURBINA RED

ELECTRICA

REGULADOR DE VOLTAJE

AVR

POTENCIA ELECTRICA

REALIMENTACION DE VOLTAJE

GOBERNADOR

Tm Te

AGUA / VAPOR / COMBUSTIBLE

PSS

Pm

Figura 6.12. Generador y sistemas de control asociados.

6.5.3 Gobernadores Y Turbinas

En un sistema de potencia el consumo de potencia activa varia continuamente, una


Revisión No. 0


Pág. 103

diferencia entre la potencia solicitada por la carga y la potencia generada produce una

variación en la frecuencia. Un controlador automático de velocidad (GOV) regula la

potencia generada y por tanto la frecuencia (velocidad) del generador. Éste consta de una

retroalimentación relativamente rápida que responde a la desviación de velocidad, la cual

es una medida indirecta del desbalance de potencia. La acción se realiza a través del

gobernador de velocidad y las válvulas de control de flujo de vapor en unidades térmicas o

de agua en unidades hidráulicas. Asimismo un sistema de control secundario realiza los

ajustes finos para mantener la frecuencia en un valor nominal y toma las acciones

apropiadas para controlar el nivel de flujo en los enlaces de interconexión. Esto último es

realizado por el operador en la central o desde un centro de control.

6.5.4 Reguladores automáticos de voltaje

Un sistema de excitación o regulador automático de voltaje (AVR), es un conjunto de

dispositivos cuya función es suministrar y controlar la corriente de campo del generador, lo

que se manifiesta en el voltaje en terminales de la máquina y el control de la potencia

reactiva generada. Adicionalmente el AVR distribuye la potencia reactiva entre

generadores operando en paralelo e influye en los procesos transitorios del sistema

eléctrico.

Existen diversos tipos de sistemas de excitación, pasando por amplificadores rotatorios y

magnéticos hasta los más modernos que utilizan elementos de estado sólido.

6.5.5 Modelos dinámicos

A continuación se presenta el modelo del sistema gobernador turbina, asociado a las

unidades de generación del sistema eléctrico de GUAVIO y CHIVOR.


Revisión No. 0


Pág. 104

Figura 6.13 Modelo dinámico del gobernador y turbina de GUAVIO y CHIVOR.

En la siguiente Figura se presenta el modelo del regulador automático de voltaje, asociado

a las unidades de generación del sistema eléctrico del GUAVIO y CHIVOR.

Figura 6.14 Modelo dinámico del regulador de voltaje de GUAVIO.

Figura 6.15 Modelo dinámico del regulador de voltaje de CHIVOR.

Más adelante se explicará porque en este punto se enseñan los AVR y GOV de las

plantas de generación de GUAVIO y CHIVOR.

SS

Fu

en

te

RE

F S

Integrador

1/Tr

Constante

Bp

DERIV-ATRASO

PERM

S

Límite 2

Tyc

Integrador

1/s

Entrada

ROTOR

Constante

P.U

Relación

DIV

Integrador

INT

S

Fu

en

te

CO

NS

T

Constante

PNOM

Salida

PMEC

Constante

Tw

S

Constante

1/Ty

Potencia

cuadrado

Potencia

cuadrad

Entrada

VT

Salida

EFD

Entrada

IFD

Límite 1

Vmx-Vmn

S

ATRASO

1/1+sTr

P

FNL1

COMP

Fuente

REF

Constante

Ka

Límite 1

LIMT

ADEL-ATRASO

1+T1/1+s

ADEL-ATRASO

1+sT3/1+

Constante

1/fnom

Entrada

Frec

Límite 1

Vslimit

DERIV-ATRASO

sTr/1+sT

Constante

K

Entrada

Vt

ATRASO

K/1+T

Salida

Efd

Límite 1

LIMT

S

ATRASO

Vss/1+sT

ATRASO

1/1+sT

ADEL-ATRASO

1+T3/1+T

ADEL-ATRASO

1+T5/1+T

Constante

1/Pnom

Entrada

Pe

Límite 1

Vmx-Vmn

Constante

K

Entrada

f

DERIV-ATRASO

sT1/1+sT

S

ATRASO

T2H/1+sT

S

DERIV-ATRASO

sT2/1+sT

R4

1+4sT/(1

Constante

1/Fnom


Revisión No. 0


Pág. 105

6.5.6 Aspectos de estabilidad

La estabilidad está estrechamente relacionada con el comportamiento de los generadores

después que estos han sido perturbados por la ocurrencia de algún evento. Si la

perturbación no involucra ningún cambio en la potencia, los generadores deben regresar a

sus condiciones de operación originales. Por otra parte, si se produce un desbalance entre

la generación y la carga, originada por algún cambio en la carga, la generación o las

condiciones del sistema, se crea una nueva condición de operación del sistema eléctrico.

En cualquiera de los casos mencionados, todos los generadores que operan

interconectados en el sistema deben permanecer en sincronismo, es decir todos deben

permanecer operando en paralelo y a la misma velocidad angular relativa.

El transitorio que se presenta después de ocurrido algún evento en el sistema eléctrico es

de característica oscilatoria por naturaleza, pero si el sistema es estable las oscilaciones

son amortiguadas hasta llegar a la nueva condición de operación.

El cambio de la condición de operación inicial a la condición de operación final, se llama

periodo transitorio del sistema y el cambio durante este tiempo se llama comportamiento

dinámico del sistema.

Los eventos que pueden producir grandes disturbios en un sistema eléctrico, son fallas

trifásicas o paralelo (generalmente a tierra), pérdida de generadores, la pérdida de una

línea importante de interconexión entre dos sistemas o la combinación de una serie de

eventos. En los casos de fallas, la duración de la falla es determinante en la respuesta del

sistema. De esta manera las fallas que duran mayor tiempo producen grandes

desequilibrios del sistema pudiendo llegar a la inestabilidad o a la pérdida de sincronismo

de los generadores.


Revisión No. 0


Pág. 106

6.5.7 Consideraciones generales y de operación

Se presentan a continuación las consideraciones para las simulaciones de estabilidad del

sistema eléctrico del Meta (EMSA). Para determinar las condiciones iniciales del sistema

eléctrico se realiza un cálculo de flujo de carga, considerando los despachos de

generación programados.

En el flujo de carga se considera la regulación de tensión de los generadores y el

despacho de reactivos, con el fin de obtener niveles de tensión adecuados en las plantas

de generación y del sistema.

La condición aceptable del comportamiento dinámico del sistema, es que las variables

eléctricas de los generadores presenten una respuesta transitoria amortiguada en el

tiempo. También se tiene en cuenta que los valores de frecuencia no se encuentren por

fuera de límites aceptables operativos.

Las condiciones de inestabilidad del sistema, se reflejan en oscilaciones crecientes de las

variables eléctricas tales como ángulos, potencia eléctrica de los generadores, etc.

Se toma como criterio de pérdida de sincronismo, cuando la separación angular entre dos

generadores presenta un comportamiento de incremento progresivo en el tiempo, con

valores superiores entre 140 a 180 grados en promedio.

Es de mencionar que el valor considerado de 140 a 180 grados de máxima separación

angular entre generadores como límite de estabilidad, es un criterio ya que no existe un

valor fijo, porque este es función del punto de operación de cada generador.

Debido a la ausencia de generadores en el sistema de EMSA, el análisis se realizara para

las fuentes importantes de generación aledañas al sistema del Meta, estas fuentes son las

plantas de GUAVIO y CHIVOR.


Revisión No. 0


Pág. 107

El sistema de EMSA desde el punto de vista del sistema de transmisión nacional es un

nodo de carga, es decir a través de él no se transmite potencia a otras partes del STN. Sin

embargo EMSA presenta una conexión en 115 kV hacia el sistema eléctrico de Bogotá por

el enlace de Caqueza, este tiene según las tablas expuestas en puntos anteriores no

representa in porcentaje importante de la carga total del Meta, sin embargo se tiene en

cuenta en estas simulaciones.

De acuerdo a lo anterior se puede asegurar que una falla al interior del sistema del Meta

se ve desde el STN como una pérdida de carga. En esta simulación de estabilidad cómo

contingencia única la pérdida de un porcentaje alto de la carga total de EMSA en el año

2020.

Cualquier otra contingencia no será tan severa por lo tanto los resultados serán

conservativos. En puntos anteriores se observó que ante contingencias severas en 230 kV

el sistema debe dejar desatendido máximo un 17.3% de carga (ver 6.2.2, contingencia 2).

En esta simulación el sistema del META esta interconectado al STN través de las

subestaciones de REFORMA y SURIA, todo esto de acuerdo al sistema seleccionado

como mejor opción.

6.5.8 Casos bajo análisis y contingencias

De acuerdo a las consideraciones del punto anterior para este escenario se realizó el

estudio de estabilidad, considerando la configuración normal de operación de EMSA, en el

año 2020 considerando demanda máxima. Se considera una única contingencia:

Pérdida del 30% de la carga máxima total de EMSA en el año 2020, dos (2)

segundos después de iniciada la simulación.



Revisión No. 0


Pág. 108

En el Anexo 6 se presenta todas las simulaciones en gráficas con todo el detalle posible,

se han presentado simulaciones para:

Generadores: Chivor, Guavio y San Carlos. Para los generadores se presenta

ángulo de rotor, tensión en bornes, frecuencia y potencia activa por unidad.

Líneas: Guavio – Suria y Guavio – Reforma 230 kV. Para las líneas se presenta

únicamente la trasferencia de potencia.

Nodos 230 kV: Reforma, Suria, Guavio y Chivor.

A continuación se presentan gráficas del comportamiento de las tensiones y frecuencia

solo en los nodos de Suria y Reforma:

Figura 6.16 Tensión nodos Suria y Reforma 230 kV.

ANEXO%206%20-%20ESTABILIDAD%20TRANSITORIA


Revisión No. 0


Pág. 109

Figura 6.17 Frecuencia nodos Suria y Reforma 230 kV.

6.5.9 Análisis de resultados

Los resultados obtenidos en cada simulación se presentan en forma gráfica (Anexo 6),

donde se muestra el comportamiento de las variables involucradas, tales como la

frecuencia y el voltaje del sistema, el ángulo del rotor, la potencia activa de los

generadores, transferencias de potencia por los enlaces de interés.

De acuerdo a los resultados gráficos del análisis de estabilidad transitoria se obtienen las

siguientes observaciones:

La variación de frecuencia para la contingencia a demanda máxima, se recupera a una

condición de operación estable.

Para la contingencia simulada, se observa un aumento transitorio del voltaje del

sistema, debido a la desconexión de carga. Los controles del sistema recuperan

rápidamente la estabilidad del sistema.

Como era de esperar se observa que las plantas más afectadas por las perturbaciones

en la red de EMSA son Guavio y Chivor.


Revisión No. 0


Pág. 110

Las variables eléctricas de los generadores presentan una respuesta transitoria

amortiguada en el tiempo por tal razón se considera que el comportamiento dinámico

del sistema es aceptable.

No se presenta pérdida de sincronismo ante contingencias, ya que la separación

angular entre los generadores muestra un adecuado comportamiento con valores que

no superan los 100 grados.

Se puede observar una clara disminución en el suministro de potencia que circula por

las líneas alimentan el sistema de EMSA.

6.6 Análisis de cortocircuito

Se realizaron los cálculos de cortocircuito trifásico (L-L-L) y monofásico (L-Tierra) en las

barras principales (230, 115, y 34.5 kV) del sistema eléctrico del EMSA en el año 2020 de

acuerdo con el alcance propuesto. Para realizar lo anterior, se partió de la información

técnica recopilada. Con base en esto, se preparó el modelo del sistema eléctrico,

mediante el programa de análisis de sistemas de potencia NEPLAN. Los cálculos fueron

realizados con la norma IEC 60909.

Para la correcta interpretación de los resultados, a continuación se presenta una

descripción de las corrientes de cortocircuito que se incluyen en los diagramas unifilares

presentados en el Anexo 7. Estos diagramas presentan resultados para Ip e Ib, en las

tablas del mismo anexo se encuentra más información. Estas corrientes son las

adecuadas para dimensionar interruptores, barrajes, mallas de tierra y otros elementos

Corriente de cortocircuito pico (Ip): Es el valor pico de la corriente en el primer ciclo,

incluyendo la componente DC. Se calcula con base en la norma respectiva..

ANEXO%207%20-%20CORTOCIRCUITO


Revisión No. 0


Pág. 111

Corriente de interrupción simétrica (Ib): Es el valor rms de la componente simétrica AC

en el instante de separación de los contactos de los interruptores

La corriente 3*I(0) es utilizada para el ajuste de las funciones de protección contra fallas a

tierra.

Los cálculos de cortocircuito se realizaron de tal forma que se obtuvieran los máximos

niveles de falla.

En las siguientes tablas se presentan los resultados de los cálculos de cortocircuito

monofásico y trifásico. En el Anexo 7 se presentan los resultados de los cálculos de

cortocircuito en diagramas unifilares. Estos resultados corresponden a las fallas

consideradas anteriormente en los principales barrajes del sistema eléctrico del META.

Tabla 6.86. Corrientes de Cortocircuito barrajes de 230 kV.

CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO

UBICACIÓN DE FALLA

TRIFÁSICA MONOFÁSICA

Ip kA

Ib kA

Ip kA

Ib kA

REFORMA 230 kV 22.0 8.78 20.1 8.02

SURIA 230 kV 19.7 7.85 18.0 7.17

Tabla 6.87. Corrientes de Cortocircuito barrajes de 115 kV.


UBICACIÓN DE FALLA


Ip kA

Ib kA

Ip kA

Ib kA

ALTILLANURA 2,4 1,2 1,4 0,78

BARZAL 19,8 8,3 20,6 8,7

BIOENERGY 6,5 3,0 7,1 3,3

ANEXO%207%20-%20CORTOCIRCUITO


Revisión No. 0


Pág. 112


UBICACIÓN DE FALLA


Ip kA

Ib kA

Ip kA

Ib kA

CAQUEZA 5,8 2,5 3,8 1,6

CDC (Ecopetrol) 13,8 6,5 14,2 6,7

CDO (Ecopetrol) 9,6 4,4 10,7 5

GRANADA 6,8 3,3 4,7 2,3

GUAMAL 8,5 4,1 7,4 3,6

LA_CRISTALINA 1,6 0,9 0,96 0,52

OCOA 25,9 10,6 29,8 12,3

PTO_LOPEZ 9,1 4,1 8 3,6

REFORMA 26,4 10,6 31,2 12,6

SNJ_GUAV 1,1 0,61 0,67 0,35

SURIA_EMSA 25,2 11,2 32,8 13,2

SURIA (Ecopetrol) 28,1 10,4 28,4 11,9

TERMOCOA (Ecopetrol) 25,9 10,5 29.8 12,2

VICTORIA 4,4 1,9 2.6 1,1

Tabla 6.88. Corrientes de Cortocircuito barrajes de 34.5 kV.


UBICACIÓN DE FALLA


Ip kA

Ib kA

Ip kA

Ib kA

ACACIAS 3,6 1,9 0,222 0,12

AGUAS_CLARAS 1,8 1 1,2 0,69

ALTILLANURA 5,3 2,5 6,6 3,1


Revisión No. 0


Pág. 113


UBICACIÓN DE FALLA


Ip kA

Ib kA

Ip kA

Ib kA

ALTILLANURA_2 5,3 2,5 6,6 3,1

APIAY 3,1 1,62 2 1,07

B3_FUND 12,2 4,84 12,2 4,8

B3_IDEMA 12,2 4,84 12,2 4,8

BARZAL1 10,1 3,86 11,3 4,3

BARZAL2_1 16,1 6,25 17,4 6,7

BARZAL3 13,4 5,15 14,3 5,4

BRISAS 0,63 0,37 0,37 0,22

CABUYARO 1,1 0,64 0,793 0,46

CANTACLARO 0,9 0,53 0,62 0,36

CAÑOS_NEGROS 5,2 2,44 4,2 1,9

CASETABLA 2,07 1,07 1,7 0,90

CASTILLA 3,1 1,58 2,3 1,1

CATAMA 3,2 1,78 0,219 0,12

CDC34_2 (Ecopetrol) 18,6 7,64 24,7 10,1

CDC34_3 (Ecopetrol) 18,6 7,64 24,7 10,1

CDC34KV (Ecopetrol) 12,7 4,85 17 6,5

CDO_34.5 (Ecopetrol) 15,9 6,49 21,3 8,7

CDO_34.5_2 (Ecopetrol) 15,9 6,49 21,3 8,7

CUBARRA 1,9 1,10 1,3 0,75

CUMARAL 1,7 0,99 1,02 0,57


Revisión No. 0


Pág. 114


UBICACIÓN DE FALLA


Ip kA

Ib kA

Ip kA

Ib kA

DORADO 1,5 0,89 1,03 0,59

EL_JAPON 1,2 0,70 0,703 0,40

EL_RUBI 1,4 0,75 0,835 0,45

ESMERALDA 5 2,58 3,2 1,7

FTE_ORO 3,7 1,93 3,06 1,5

GRANADA 7,4 3,01 8,1 3,3

GUAMAL 7,3 2,95 8,2 3,3

HUMADEA 4 1,90 3,2 1,5

IDEMA 8 3,62 6,5 2,9

IMPROARROZ 5,5 2,58 4,2 1,9

INT_OCOAZZ 24,3 9,36 0,34 0,13

MESETAS 1,1 0,62 0,68 0,37

MLLIN_ARIARI 1,1 0,66 0,71 0,42

MURIBA 0,56 0,32 0,31 0,18

OCOA 24,3 9,36 0,35 0,13

PRES_CABAÑA 1,3 0,77 0,77 0,44

PTO_GAITAN 2,8 1,43 2 1,06

PTO_LIMON 1,5 0,92 1 0,61

PTO_LLERAS 1,1 0,67 0,71 0,42

PTO_LOPEZ 4,5 1,80 6,08 2,3

PTO_RICO 0,59 0,35 0,35 0,20


Revisión No. 0


Pág. 115


UBICACIÓN DE FALLA


Ip kA

Ib kA

Ip kA

Ib kA

PTO_TOLEDO 0,76 0,45 0,45 0,27

REFORMA 17,1 6,55 18,2 6,9

SAN_MARTIN 2,3 1,21 1,6 0,83

SEP_BRIGADA 4,3 2,36 0,23 0,12

SNJ_ARAMA 1,7 0,89 1 0,55

SNJ_GUAV34.5_1 1,9 0,88 2,2 1,02

SNJ_GUAV34.5_2 1,9 0,88 2,2 1,02

SURIA 10,6 4,05 11 4,2

SURIMENA 1,4 0,80 0,87 0,48

T_BALASTRERA 1,4 0,79 0,79 0,45

T_CASTILLA 6,6 2,76 6,9 2,8

T_COFREM 5,9 2,67 4,9 2,2

T_CORALINA 8,2 3,68 6,7 3,04

T_CUBARRAL 3,6 1,76 2,8 1,3

T_FTEORO 3,8 1,95 3,1 1,5

T_FUNDADORES 7,4 3,81 0,2 0,13

T_MURIBA 0,76 0,42 0,4 0,24

T_POLICIA 7,6 3,20 7,1 3,02

T_PTO_CALDAS 4,05 1,93 3,2 1,5

T_PTO_LIMON 1,5 0,92 1 0,61

T_RIO_OCOA 3,9 2,13 0,2 0,12


Revisión No. 0


Pág. 116


UBICACIÓN DE FALLA


Ip kA

Ib kA

Ip kA

Ib kA

T_STAROSA 6,5 2,91 5,3 2,3

URIBE 0,65 0,36 0,37 0,21

VISTA_HERMOSA 0,83 0,49 0,5 0,29

De las tablas presentadas se pueden observar niveles de cortocircuito muy bajos en las

subestaciones lejanas del sistema eléctrico, estos niveles de cortocircuito pueden ser un

gran inconveniente para el correcto ajuste de las protecciones de sobrecorriente. Se

recomienda adoptar una metodología de coordinación basada en corrientes de carga

máximas y no con corrientes nominales de equipos. Esta metodología tiene la desventaja

de ser menos duradera en el tiempo, ya que EMSA se deben revisar los ajustes de

acuerdo al crecimiento de la carga. Coordinar el sistema por medio de corrientes

nominales puede ocasionar que las protecciones no detecten fallas en el sistema debido a

los bajos niveles de cortocircuito.


Revisión No. 0


ANEXO 1 TABLAS DE DATOS DE ELEMENTOS, RED

ELÉCTRICA EMSA AÑO 2010

En este anexo se presentan los parámetros y valores empleados en los diferentes componentes de la red

eléctrica de EMSA modelada para el año 2010 en software NEPLAN versión 5.4.3. A continuación el listado

de tablas:

Tabla A1. Parámetros de Líneas.

Tabla A2. Transformadores de 2 devanados.

Tabla A3. Transformadores de 3 devanados.

Tabla A4. Transformadores Zig-Zag.

Tabla A5. Cargas localizadas en nodos.

Tabla A6. Cargas de línea.


Revisión No. 0


ANEXO 2 RESULTADOS RED ELÉCTRICA EMSA

AÑO 2010

En este anexo se presentan los parámetros y valores empleados en los diferentes componentes de la red

eléctrica de EMSA modelada para el año 2010 en software NEPLAN versión 5.4.3. A continuación el listado

de diagramas:

Diagrama A2. Red EMSA año 2010


Revisión No. 0


ANEXO 3 RESULTADOS DE DIAGRAMAS

UNIFILARES ESTADO CASO BASE Y

CONTINGENCIAS PARA PROYECTOS DE

230 KV AÑO 2020 En este anexo se presentan los resultados de los diagramas unifilares para los casos base y contingencias

simulados en el software NEPLAN versión 5.4.3. A continuación el listado de diagramas.

Diagrama A3-1. Suria 230 kV caso base, Opción 1.

Diagrama A3-2. Puerto López 230 kV caso base, Opción 2.

Diagrama A3-3. Reforma 230 kV caso base, Opción 3.

Diagrama A3-4. Contingencia 1, Opción 1.















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ANEXO 4 RESULTADOS FECHA DE ENTRADA DE

OBRAS ANTES Y DESPUÉS En este anexo se presentan los resultados de los diagramas unifilares antes y después de la entrada de

obras para cada año. A continuación el listado de diagramas.

Diagrama A4-1A. 2011 Antes

Diagrama A4-1D. 2011 Después

Diagrama A4-2A. 2012 Antes

Diagrama A4-2D_EMSA. EMSA 2012 Después

Diagrama A4-2D_STN. STN 2012 Después

Diagrama A4-3A_EMSA. EMSA 2013 Antes

Diagrama A4-3A_EMSA2. EMSA 2013 Antes

Diagrama A4-3A_STN. STN 2013 Antes



Diagrama A4-4_EMSA. EMSA Año 2014

Diagrama A4-4_STN. STN Año 2014




















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ANEXO 5 CONTINGENCIAS AÑOS DE ESTUDIO CON

OBRAS PROPUESTAS En este anexo se presentan los resultados de los diagramas unifilares en contingencia para todos los años

simulados, este anexo se complementa con el anexo 4. A continuación el listado de diagramas.

Diagrama A5-1_RB. Reforma – Barzal 2011

Diagrama A5-1_RO. Reforma – Ocoa 2011

Diagrama A5-1_RO-2. Refor. – Ocoa 2011 Op.2

Diagrama A5-2_R. Reforma 2012




Diagrama A5-3_R. Reforma 2013

Diagrama A5-3_RB. Reforma- Barzal 2013



Diagrama A5-4_OG. Ocoa – Granada 2014

Diagrama A5-4_OS. Ocoa – Suria 2014





Diagrama A5-5_OS. Ocoa- Suria 2015














Diagrama A5-8_GuG. Guamal – Granada 2018

Diagrama A5-8_OGu. Ocoa – Guamal 2018




Diagrama A5-9_GuG. Guamal – Granada 2019

Diagrama A5-9_OGu. Ocoa – Guamal 2019






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ANEXO 6 RESULTADOS ESTABILIDAD TRANSITORIA En este anexo se presentan los resultados de las simulaciones de estabilidad para el año 2020. A

continuación el listado de resultados.

Resultado A6-1, Frecuencia Barras 230 kV.

Resultado A6-2. Tensión Barras 230 kV.

Resultado A6-3. Potencia Líneas 230 kV.

Resultado A6-4. Tensión Generadores.

Resultado A6-5. Frecuencia Rotor Generadores.

Resultado A6-6. Potencia Activa Guavio.

Resultado A6-7. Potencia Activa Chivor.

Resultado A6-8. Potencia Activa San Carlos.

Resultado A6-9. Ángulo Rotor.


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ANEXO 7 RESULTADOS CORTOCIRCUITO

En este anexo se presentan los resultados de cortocircuito trifásico y monofásico para el año 2020. A

continuación el listado de diagramas.

Diagrama A7-1. Resultados cortocircuito trifásico.

Diagrama A7-2. Resultados cortocircuito monofásico.

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