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
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Elaboró Revisó Aprobó
JRAS CQ
CAGS JMG
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ÍÍNNDDIICCEE DDEE MMOODDIIFFIICCAACCIIOONNEESS
ÍNDICE REVISIÓN
SECCIÓN MODIFICADA FECHA MODIFICACIÓN OBSERVACIÓN
0 - DICIEMBRE 15 2010 VERSIÓN ORIGINAL
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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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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
Tabla 7.3. Tabla resumen caso base, opción 2. 46
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Tabla 7.4. Tabla resumen caso base, opción 3. 47
Tabla 7.5. Pérdidas por nivel de tensión, opción 1. 49
Tabla 7.6. Pérdidas por nivel de tensión, opción 2. 49
Tabla 7.7. Pérdidas por nivel de tensión, opción 3. 49
Tabla 7.8. Contingencia 1, opción 1. 51
Tabla 7.9. Contingencia 1, opción 2. 52
Tabla 7.10. Contingencia 1, opción 3. 52
Tabla 7.11. Contingencia 2, opción 1. 53
Tabla 7.12. Contingencia 2, opción 2. 54
Tabla 7.13. Contingencia 2, opción 3. 54
Tabla 7.14. Contingencia 3, opción 1. 55
Tabla 7.15. Contingencia 3, opción 2. 56
Tabla 7.16. Contingencia 3, opción 3. 56
Tabla 7.17. Contingencia 4, opción 1. 57
Tabla 7.18. Contingencia 4, opción 2. 58
Tabla 7.19. Contingencia 4, opción 3. 59
Tabla 7.20. Contingencia 5, opción 1. 60
Tabla 7.21. Contingencia 5, opción 2. 60
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 7.35 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 83
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 7.41 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 85
Tabla 7.42 Beneficios del Proyecto 85
Tabla 7.43 Costo de UC para la línea SURIA – GRANADA 115 kV 85
Tabla 7.44 Total de inversión del Proyecto 86
Tabla 7.45 Inversión anualizada del Proyecto 86
Tabla 7.46 Costo de AOM y ANE del Proyecto 86
Tabla 7.47 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 87
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Tabla 7.48 Beneficios del Proyecto 87
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 7.50 Total de inversión del Proyecto 88
Tabla 7.51 Inversión anualizada del Proyecto 88
Tabla 7.52 Costo de AOM y ANE del Proyecto 88
Tabla 7.53 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 89
Tabla 7.54 Beneficios del Proyecto 90
Tabla 7.55 Costo de UC para el Proyecto 90
Tabla 7.56 Total de inversión del Proyecto 91
Tabla 7.57 Inversión anualizada del Proyecto 91
Tabla 7.58 Costo de AOM y ANE del Proyecto 91
Tabla 7.59 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 92
Tabla 7.60 Beneficios del Proyecto 92
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 7.63 Total de inversión del Proyecto 93
Tabla 7.64 Inversión anualizada del Proyecto 93
Tabla 7.65 Costo de AOM y ANE del Proyecto 94
Tabla 7.59 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 94
Tabla 7.67 Beneficios del Proyecto 94
Tabla 7.68 Costo de UC para el Proyecto 95
Tabla 7.69 Total de inversión del Proyecto 95
Tabla 7.70 Inversión anualizada del Proyecto 96
Tabla 7.71 Costo de AOM y ANE del Proyecto 96
Tabla 7.72 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 96
Tabla 7.73 Costo de UC para el Proyecto 96
Tabla 7.69 Total de inversión del Proyecto 97
Tabla 7.70 Inversión anualizada del Proyecto 97
Tabla 7.76 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 97
Tabla 7.73 Costo de UC para el Proyecto 98
Tabla 7.69 Total de inversión del Proyecto 98
Tabla 7.70 Inversión anualizada del Proyecto 98
Tabla 7.76 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 98
Tabla 7.81 Costo de UC para el Proyecto 99
Tabla 7.82 Total de inversión del Proyecto 99
Tabla 7.70 Inversión anualizada del Proyecto 99
Tabla 7.84 Costo de AOM y ANE del Proyecto 100
Tabla 7.85 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad 100
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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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 7.4. Tensión barras de 34.5 kV, EMSA 2010. 40
Figura 7.5. Tensión barras de 34.5 kV, EMSA 2010. 41
Figura 7.6. Opción 1, proyecto 230 kV. 42
Figura 7.7. Opción 2, proyecto 230 kV. 43
Figura 7.8. Opción 3, proyecto 230 kV. 44
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
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Figura 3.4 se presenta el diagrama unifilar del sistema eléctrico de EMSA para el año
2010.
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Figura 3.4. Diagrama unifilar del sistema eléctrico de EMSA año 2010, niveles 230, 115 y 34.5 kV.
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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:
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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.
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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%
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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.
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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
Barraje: CDC2 34.5 kV
Barraje: CDC3 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
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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
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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.
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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
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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
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Figura 3.5. Localización geográfica de subestaciones de EMSA en el Meta, empleando Google Earth.
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Figura 3.6. Localización geográfica de la subestación Reforma, empleando Google Earth.
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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..
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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.
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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.
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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.
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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,
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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
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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.
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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
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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.
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Figura 6.1. Tensión barras de 230 kV, EMSA 2010.
Figura 6.2. Tensión barras de 115 kV, EMSA 2010.
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Figura 6.3. Tensión barras de 34.5 kV, EMSA 2010.
Figura 6.4. 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
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A3
4.5
kV
GU
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kV
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4.5
kV
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RO
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34
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PTO
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34
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Ten
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raci
ón
kV
Nodos a 34.5 kV Límite Inferior Límite Superior
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Figura 6.5. Tensión barras de 34.5 kV, EMSA 2010.
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
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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
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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.
Figura 6.7. Opción 2, proyecto 230 kV.
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
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Figura 6.8. Opción 3, proyecto 230 kV.
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
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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.
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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.
Tabla 6.3. Tabla resumen caso base, opción 2.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
ALTILL_CRIST 0,184 26,1 -9,9 26 10,4
CAQUEZA 0,194 24,1 7,5 23,9 8,4
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Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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
VIL_TR_211 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.
Tabla 6.4. Tabla resumen caso base, opción 3.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
ALTILL_CRIST 0,25 26,2 -17,2 26 12,6
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Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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
--------------------------------------------------------------------------------------------
TR_IDEMA_2 i/s% = 102,04 Área 1 EMSA
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.
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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
Tabla 6.6. Pérdidas por nivel de tensión, opción 2.
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 8,19 0,58 10,27
115 7,75 -15,37 1,62 42,67
Tabla 6.7. Pérdidas por nivel de tensión, opción 3.
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 6,18 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.
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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.
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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.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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%.
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Opción 2 – Puerto López:
Tabla 6.9. Contingencia 1, opción 2.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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:
Elementos Sobrecargados
--------------------------------------------------------------------------------------------
TR_BARZAL3 i/s% = 100,72 Área 1 EMSA
VIL_TR_212 i/s% = 105,64 Área 1 EMSA
VIL_TR_211 i/s% = 105,64 Área 1 EMSA
L_BARZAL_IDEMA i/s% = 105,69 Área 1 EMSA
L_IDEMA_B3 i/s% = 105,69 Área 1 EMSA
TR_IDEMA_2 i/s% = 103,48 Área 1 EMSA
Opción 3 – Reforma:
Tabla 6.10. Contingencia 1, opción 3.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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
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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:
Opción 1 – Suria:
Tabla 6.11. Contingencia 2, opción 1.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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
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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.
Opción 2 – Puerto López:
Tabla 6.12. Contingencia 2, opción 2.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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.
Opción 3 – Reforma:
Tabla 6.13. Contingencia 2, opción 3.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
ALTILL_CRIST 0 0 0 0 0
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Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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:
Opción 1 – Suria:
Tabla 6.14. Contingencia 3, opción 1.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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
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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.
Opción 2 – Puerto López:
Tabla 6.15. Contingencia 3, opción 2.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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%.
Opción 3 – Reforma:
Tabla 6.16. Contingencia 3, opción 3.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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
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Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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:
Opción 1 – Suria:
Tabla 6.17. Contingencia 4, opción 1.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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
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Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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.
Opción 2 – Puerto López:
Tabla 6.18. Contingencia 4, opción 2.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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
IDEMA13.8kV u% = 88,48 Área 1 EMSA
IDEMA13.2kV u% = 89,39 Área 1 EMSA
Se conservan las pequeñas sobrecargas de los elementos que se observan en el caso
base.
Opción 3 – Reforma:
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Tabla 6.19. Contingencia 4, opción 3.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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:
Límites Inferiores de Voltaje Excedidos
--------------------------------------------------------------------------------------------
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:
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Opción 1 – Suria:
Tabla 6.20. Contingencia 5, opción 1.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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.
Opción 2 – Puerto López:
Tabla 6.21. Contingencia 5, opción 2.
Desde P Pérdidas P Imp Q Imp P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW Mvar MW Mvar
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:
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Elementos Sobrecargados
--------------------------------------------------------------------------------------------
TR_BARZAL3 i/s% = 100,89 Área 1 EMSA
VIL_TR_212 i/s% = 101,95 Área 1 EMSA
VIL_TR_211 i/s% = 101,95 Área 1 EMSA
L_BARZAL_IDEMA i/s% = 105,86 Área 1 EMSA
L_IDEMA_B3 i/s% = 105,86 Área 1 EMSA
TR_IDEMA_2 i/s% = 103,50 Área 1 EMSA
Opción 3 – Reforma:
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
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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:
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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
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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:
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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
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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:
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Elementos Sobrecargados
-------------------------------------------------------------------
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:
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
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. [2012] Entrada en operación generador de OROTOY en Ecopetrol.
2. [2012] Entrada en operación de BIOENERGY.
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Al correr la simulación se detectaron los siguientes problemas:
Elementos Sobrecargados
---------------------------------------------------------------
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.
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. 18.5 MW por la sobrecarga de los dos transformadores de Reforma.
2. 31 MW ante una falla en Suria - Puerto López (Obra confiabilidad).
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3. 27.2 MW ante una falla en Puerto López – Bioenergy (Obra confiabilidad).
Las simulaciones ante contingencias muestran que el sistema tiene voltajes y
cargabilidades aceptables con estos cambios, ver Anexo 5.
6.3.3 Año 2013
En este año se incrementan las demandas de todas las cargas de acuerdo con el numeral
3.3. En este año no existen obras requeridas:
Al realizar la simulación se detectaron los siguientes problemas en conductores:
Elementos Sobrecargados
-------------------------------------------------------------------------
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:
Elementos Sobrecargados
---------------------------------------------------------------------------
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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.
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. 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.
Las simulaciones ante contingencias muestran que el sistema tiene voltajes y
cargabilidades aceptables con estos cambios, ver Anexo 5.
6.3.4 Año 2014
En este año se incrementan las demandas de todas las cargas de acuerdo con el numeral
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.
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6.3.5 Año 2015
En este año se incrementan las demandas de todas las cargas de acuerdo con el numeral
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.
6.3.6 Año 2016
En este año se incrementan las demandas de todas las cargas de acuerdo con el numeral
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.
6.3.7 Año 2017
En este año se incrementan las demandas de todas las cargas de acuerdo con el numeral
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.
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6.3.8 Año 2018
En este año se incrementan las demandas de todas las cargas de acuerdo con el numeral
3.3. Al realizar la simulación se detectaron los siguientes problemas:
Límites Inferiores de Voltaje Excedidos
-----------------------------------------------------------------------------------------
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.
Elementos Sobrecargados
-----------------------------------------------------------------------------------------
TR_SURIA_230_1 i/s% = 103,22 TODO EMSA
Para solucionarlos se emplearon las siguientes obras y/o acciones en la red:
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.
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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.
En caso de no presentarse estas obras se deberá racionar:
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.
Las simulaciones ante contingencias muestran que el sistema tiene voltajes y
cargabilidades aceptables con estos cambios, ver Anexo 5.
6.3.9 Año 2019
En este año se incrementan las demandas de todas las cargas de acuerdo con el numeral
3.3. Al realizar la simulación se detectaron los siguientes problemas:
Límites Inferiores de Voltaje Excedidos
-----------------------------------------------------------------------------------------
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
Elementos Sobrecargados
-----------------------------------------------------------------------------------------
TR_SURIA_230_1 i/s% = 105,64 TODO EMSA
L_BARZAL_IDEMA i/s% = 100,82 TODO EMSA
L_IDEMA_B3 i/s% = 100,82 TODO EMSA
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Para solucionarlos se emplearon las siguientes obras y/o acciones en la red:
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.
En caso de no presentarse estas obras se deberá racionar:
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.
Las simulaciones ante contingencias muestran que el sistema tiene voltajes y
cargabilidades aceptables con estos cambios, ver Anexo 5.
6.3.10 Año 2020
En este año se incrementan las demandas de todas las cargas de acuerdo con el numeral
3.3. Al realizar la simulación se detectaron los siguientes problemas:
Límites Inferiores de Voltaje Excedidos
-----------------------------------------------------------------------------------------
URIBE34.5kV u% = 89,61 TODO EMSA
MURIBA34.5kV u% = 89,40 TODO EMSA
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VISTA_HERMOSA34.5KV u% = 88,25 TODO EMSA
Elementos Sobrecargados
-----------------------------------------------------------------------------------------
T_RIOOCOA_CATAMA i/s% = 100,64 TODO EMSA
L_BARZAL_IDEMA i/s% = 104,29 TODO EMSA
SEP_BRIGD_APIAY1 i/s% = 100,60 TODO EMSA
L_IDEMA_B3 i/s% = 104,29 TODO EMSA
TR_IDEMA_2 i/s% = 103,25 TODO EMSA
Para solucionarlos se emplearon las siguientes obras y/o acciones en la red:
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.
En caso de no presentarse estas obras se deberá racionar:
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.
Elementos Sobrecargados
-----------------------------------------------------------------------------------------
L_BARZAL_IDEMA i/s% = 103,73 TODO EMSA
L_IDEMA_B3 i/s% = 103,73 TODO EMSA
TR_IDEMA_2 i/s% = 103,16 TODO EMSA
Estas sobrecargas son de conocimiento de EMSA y son admitidas, los resultados antes y
después de obras se presentan en el Anexo 4.
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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).
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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).
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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
Descripción Vida Útil
Cantidad R. CREG 011/09 Valor Unitario (miles $/08)
Valor Total (miles $/09)
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
Descripción Vida Útil
Cantidad R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
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).
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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
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Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)
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
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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.
6.4.1.2.1 Unidades Constructivas de la CREG
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
Descripción Vida Útil
Longitud (km)
R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
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,
circuito sencillo, línea rural
Bahía de Línea 115 kV 30 2 $ 700.846,0 $ 1.494.321,8 Bahías en Pto. López y BioEnergy
6.4.1.2.2 Total Inversión Proyecto
El costo total de Unidades Constructivas para el Proyecto se presenta en la Tabla 6.32 en
miles de pesos colombianos (MCOP).
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Tabla 6.32 Total de inversión del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV
Descripción Valor Total (miles $/09)
Valor Total (millones de dólares)
2
Líneas STR $ 26.939.751,2 $ 14.966,5
Subestación STR $ 2.988.643,6 $ 1.660,4
Total inversión STR $ 29.928.394,8 $ 16.626,9
6.4.1.2.3 Inversión Anualizada
La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.33 en miles de pesos
colombianos (MCOP).
Tabla 6.33 Inversión anualizada del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Líneas STR 40 13 % $ 3.528.743
Subestación STR 30 13 % $ 398.717
Total inversión anualizada STR
$ 3.927.460
6.4.1.2.4 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 6.34 Costo de AOM y ANE del Proyecto segundo circuito paralelo SURIA – PTO.LOPEZ – BIOENERGY 115 kV
Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)
AOM STR 2,7% $ 793.102
ANE STR 4,1% $ 161.026
Total STR (Inv. Anualizada + AOM + ANE)
$ 4.881.588
6.4.1.2.5 Impacto en el Cargo STR ($/kWh)
2 Se emplea una TRM de 1800 pesos
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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 del STR de 0,1064 $/kWh.
6.4.1.2.6 Cálculo de la relación beneficio costo
Tabla 6.35 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad
Fecha de Entrada en Operación
Proyecto PNS por
confiabilidad (MW)
ENS por Confiabilidad
(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
6.4.1.3.1 Unidades Constructivas de la CREG
Tabla 6.37 Costo de UC para la subestación
Descripción Vida Útil
Cantidad R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
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
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Descripción Vida Útil
Cantidad R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
Observación
seccionamiento - Tipo Convencional
Módulo Común 30 1 $ 1.067.222,0 $ 1.137.748,6 Tipo 2 - convencional
6.4.1.3.2 Total Inversión Proyecto
Tabla 6.38 Total de inversión del Proyecto
Descripción Valor Total (miles $/09)
Valor Total (millones de dólares)
3
Subestación STR $ 2.013.525,1 $ 1.118,6
Total inversión STR $ 2.013.525,1 $ 1.118,6
6.4.1.3.3 Inversión Anualizada
La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.39 en miles de pesos
colombianos (MCOP).
Tabla 6.39 Inversión anualizada del Proyecto
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Subestación STR 30 13 % $ 268.626
Total inversión anualizada STR $ 268.626
6.4.1.3.4 Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No
Eléctrico (ANE)
El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.40 en miles de pesos colombianos
(MCOP).
Tabla 6.40 Costo de AOM y ANE del Proyecto
Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)
AOM STR 2,7% $ 53.358
ANE STR 4,1% $ 11.014
Total STR (Inv. Anualizada + AOM + ANE)
$ 332.998
3 Se emplea una TRM de 1800 pesos
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6.4.1.3.5 Impacto en el cargo 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 del STR de 0,0073 $/kWh.
6.4.1.3.6 Cálculo de la relación beneficio costo
Tabla 6.41 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad
Fecha de Entrada en Operación
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
Luego, la relación beneficio/costo del proyecto es 9,01.
6.4.2 Año 2013
6.4.2.1 Circuito SURIA – GRANADA 115 kV
6.4.2.1.1 Unidades Constructivas de la CREG
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
Descripción Vida Útil
Longitud (km)
R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
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
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6.4.2.1.2 Total Inversión Proyecto
El costo total de Unidades Constructivas para el Proyecto se presenta en la Tabla 6.44 en
miles de pesos colombianos (MCOP).
Tabla 6.44 Total de inversión del Proyecto
Descripción Valor Total (miles $/09)
Valor Total (millones de dólares)
4
Líneas STR $ 17.885.312,0 $ 9.936,3
Subestación STR $ 1.494.321,8 $ 830,2
Total inversión STR $ 19.379.633,8 $ 10.766,5
6.4.2.1.3 Inversión Anualizada
La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.45 en miles de pesos
colombianos (MCOP).
Tabla 6.45 Inversión anualizada del Proyecto
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Línea STR 40 13 % $ 2.342.734
Subestación STR 30 13 % $ 199.358
Total inversión anualizada STR $ 2.542.093
6.4.2.1.4 Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No
Eléctrico (ANE)
El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.46 en miles de pesos colombianos
(MCOP).
Tabla 6.46 Costo de AOM y ANE del Proyecto
Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)
AOM STR 2,7% $ 513.560,3
ANE STR 4,1% $ 104.225,8
Total STR (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 3.159.878,6
4 Se emplea una TRM de 1800 pesos
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6.4.2.1.5 Impacto en el cargo STR ($/kWh)
Teniendo en cuenta la proyección anual de demanda nacional de energía eléctrica en
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.
6.4.2.1.6 Cálculo de la relación beneficio costo
Tabla 6.47 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad
Fecha de Entrada en Operación
PNS por Confiabilidad (MW)
ENS por Confiabilidad (MWh/año)
Delta Pérdidas (MW)
Delta Pérdidas Energía (MWh/año)
2013 37,5 969 2,4 11066,2
Tabla 6.48 Beneficios del Proyecto
Beneficios calculados del Proyecto $ (miles $/09)
Energía No Suministrada por confiabilidad (situación contingencia) $ 589.772
Energía delta de pérdidas $ 1.527.137
Luego, la relación beneficio/costo del proyecto es 0,67.
6.4.3 Segundo Transformador tridevanado en paralelo 115/34.5/13.2 kV en la S/E
OCOA.
6.4.3.1.1 Unidades Constructivas de la CREG
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
Descripción Vida Útil
Cantidad R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
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
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6.4.3.1.2 Total Inversión Proyecto
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.
El costo total de Unidades Constructivas para el Proyecto se presenta en la Tabla 6.50 en
miles de pesos colombianos (MCOP).
Tabla 6.50 Total de inversión del Proyecto
Descripción Valor Total (miles $/09)
Valor Total (millones de dólares)
5
Subestación SDL $ 3.102.859,6 $ 1.723,8
Total inversión SDL $ 3.102.859,6 $ 1.723,8
6.4.3.1.3 Inversión Anualizada
La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.51 en miles de pesos
colombianos (MCOP).
Tabla 6.51 Inversión anualizada del Proyecto
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Subestación SDL 30 13,9 % $ 440.167
Total inversión anualizada SDL $ 440.167
6.4.3.1.4 Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No
Eléctrico (ANE)
El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.52 en miles de pesos colombianos
(MCOP).
Tabla 6.52 Costo de AOM y ANE del Proyecto
Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)
AOM SDL 2,7% $ 82.225,8
ANE SDL 4,1% $ 18.046,9
Total SDL (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 540.439,8
5 Se emplea una TRM de 1800 pesos
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6.4.3.1.5 Cálculo de la relación beneficio costo
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.
Tabla 6.53 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad
Fecha de Entrada en Operación
PNS por Crecimiento (MW)
ENS por Crecimiento (MWh/año)
PNS por Confiabilidad (MW)
ENS por Confiabilidad
(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.
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Tabla 6.54 Beneficios del Proyecto
Beneficios calculados del Proyecto $ (miles $/09)
Energía No Suministrada por crecimiento (situación normal) $ 3.478.925
Energía No Suministrada por confiabilidad (situación contingencia) $ 759.875
Luego, la relación beneficio/costo del proyecto es 7,84.
6.4.4 Año 2018
6.4.4.1 Subestación GUAMAL 115 kV
Se consideró una subestación con configuración barra principal y transferencia.
6.4.4.1.1 Unidades Constructivas de la CREG
Tabla 6.55 Costo de UC para el Proyecto
Descripción Vida Útil
Cantidad R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
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,
circuito sencillo, línea rural
Línea Guamal – Ocoa 115 kV
40 30 km $ 262.135,0 $ 8.383.740,0 Conductor D-N4-2, poste metálico,
circuito sencillo, línea rural
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
6.4.4.1.2 Total Inversión Proyecto
El costo total de Unidades Constructivas para el Proyecto se presenta en la Tabla 6.56 en
miles de pesos colombianos (MCOP).
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Tabla 6.56 Total de inversión del Proyecto
Descripción Valor Total (miles $/09)
Valor Total (millones de dólares)
6
Líneas STR $ 18.723.686,0 $ 1.146,6
Subestación STR $ 5.667.776,3 $ 0,0
Total inversión STR $ 24.391.462,2 $ 3.148,8
Subestación SDL $ 2.063.967,9 $ 1.146,6
Total inversión SDL $ 2.063.967,9 $ 1.146,6
6.4.4.1.3 Inversión Anualizada
La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.57 en miles de pesos
colombianos (MCOP).
Tabla 6.57 Inversión anualizada del Proyecto
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Línea STR 40 13 % $ 2.452.550
Subestación STR 30 13 % $ 756.142
Total inversión anualizada STR $ 3.208.691
Subestación SDL 30 13,9 % $ 292.791
Total inversión anualizada SDL $ 292.791
6.4.4.1.4 Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No
Eléctrico (ANE)
El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.58 en miles de pesos colombianos
(MCOP).
Tabla 6.58 Costo de AOM y ANE del Proyecto
Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)
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
6 Se emplea una TRM de 1800 pesos
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Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)
ANE SDL 4,1% $ 12.004
Total SDL (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 66.700
6.4.4.1.5 Impacto en el cargo STR ($/kWh)
Teniendo en cuenta la proyección anual de demanda nacional de energía eléctrica en
Colombia para el año 2018 en es el escenario bajo es de 69078,04 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 0,0142 $/kWh.
6.4.4.1.6 Cálculo de la relación beneficio costo
Tabla 6.59 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad
Fecha de Entrada en Operación
PNS por Crecimiento (MW)
ENS por Crecimiento (MWh/año)
Delta Pérdidas (MW)
Delta Pérdidas Energía (MWh/año)
2018 2,7 5913 1,6 7308,1
Tabla 6.60 Beneficios del Proyecto
Beneficios calculados del Proyecto $ (miles $/09)
Energía No Suministrada por crecimiento (situación normal) $ 3.598.888
Energía delta de pérdidas $ 1.008.523
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
6.4.5.1.1 Unidades Constructivas de la CREG
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Tabla 6.61 Costo de UC (R. CREG 011/2009)
Descripción Vida Útil
Cantidad R. CREG 011/09 Valor Unitario (miles $/08)
Valor Total (miles $/09)
Observación
Bahía Transformador 230 kV
30 1 $ 2.026.751,0 $ 1.982.328,5
Tabla 6.62 Costo de UC para el Proyecto (R. CREG 097/08)
Descripción Vida Útil
Cantidad R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
Observación
Transformador 230/115 kV
30 1 $ 6.613.170,0 $ 7.050.196,5 Banco autotransformador monofásico, capacidad final de 50 MVA)
Bahía Transformador 115 kV
30 1 $ 825.629,0 $ 880.190,1
6.4.5.1.2 Total Inversión Proyecto
El costo total de Unidades Constructivas para el Proyecto se presenta en la Tabla 6.63 en
miles de pesos colombianos (MCOP).
Tabla 6.63 Total de inversión del Proyecto
Descripción Valor Total (miles $/09)
Valor Total (millones de dólares)
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
Total inversión STR $ 7.930.386,6 $ 4.405,8
6.4.5.1.3 Inversión Anualizada
La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.64 en miles de pesos
colombianos (MCOP).
Tabla 6.64 Inversión anualizada del Proyecto
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Subestación STN 30 11,45 % $ 236.112
Total inversión anualizada STN $ 236.112
7 Se emplea una TRM de 1800 pesos
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Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Subestación STR 30 13% $ 1.057.998
Total inversión anualizada STR $ 1.057.998
6.4.5.1.4 Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No
Eléctrico (ANE)
El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.65 en miles de pesos colombianos
(MCOP).
Tabla 6.65 Costo de AOM y ANE del Proyecto
Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)
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)
Teniendo en cuenta la proyección anual de demanda nacional de energía eléctrica en
Colombia para el año 2019 en es el escenario bajo es de 71218,44 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 STN es de 0,0042 y en el STR de 0,0232 $/kWh.
6.4.5.1.6 Cálculo de la relación beneficio costo
Tabla 6.66 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad
Fecha de Entrada en Operación
PNS por Crecimiento
(MW)
ENS por Crecimiento (MWh/año)
PNS por Confiabilidad
(MW)
ENS por Confiabilidad
(MWh/año)
Delta Pérdidas
(MW)
Delta Pérdidas Energía
(MWh/año)
2019 11,1 24374,7 11,9 605,4 0,4 1627,1
Tabla 6.67 Beneficios del Proyecto
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Beneficios calculados del Proyecto $ (miles $/09)
Energía No Suministrada por crecimiento (situación normal) $ 14.835.417
Energía No Suministrada por confiabilidad (situación contingencia) $ 368.452
Energía delta de pérdidas $ 224.541
Luego, la relación beneficio/costo del proyecto es 9,59.
6.4.5.2 COMPENSACIÓN EN S/E CUMARAL 34,5 kV
6.4.5.2.1 Unidades Constructivas de la CREG
Tabla 6.68 Costo de UC para el Proyecto
Descripción Vida Útil
Cantidad R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
Observación
Compensación 2 MVAR
30 1 $ 62.592,0 $ 66.728,3 Compensación reactiva - nivel 3 - 2 MVAR
6.4.5.2.2 Total Inversión Proyecto
El costo total de Unidades Constructivas para el Proyecto se presenta en la Tabla 6.69 en
miles de pesos colombianos (MCOP).
Tabla 6.69 Total de inversión del Proyecto
Descripción Valor Total (miles $/09)
Valor Total (millones de dólares)
8
Subestación SDL $ 66.728,3 $ 37,1
Total inversión SDL $ 66.728,3 $ 37,1
6.4.5.2.3 Inversión Anualizada
La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.70 en miles de pesos
colombianos (MCOP).
8 Se emplea una TRM de 1800 pesos
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Tabla 6.70 Inversión anualizada del Proyecto
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Subestación SDL 40 13,9% $ 9.326
Total inversión anualizada SDL $ 9.326
6.4.5.2.4 Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No
Eléctrico (ANE)
El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.71 en miles de pesos colombianos
(MCOP).
Tabla 6.71 Costo de AOM y ANE del Proyecto
Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)
AOM SDL 2,7% $ 1.768
ANE SDL 4,1% $ 382
Total SDL (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 11.477,1
6.4.5.2.5 Cálculo de la relación beneficio costo
Tabla 6.72 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad
Fecha de Entrada en Operación
PNS por Crecimiento (MW)
ENS por Crecimiento (MWh/año)
Delta Pérdidas (MW)
Delta Pérdidas Energía (MWh/año)
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
6.4.5.3.1 Unidades Constructivas de la CREG
Tabla 6.73 Costo de UC para el Proyecto
Descripción Vida Útil
Longitud (km)
R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
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
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Descripción Vida Útil
Longitud (km)
R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
Observación
KV, son 23.3 km. (D-N3-2)
6.4.5.3.2 Total Inversión Proyecto
Tabla 6.74 Total de inversión del Proyecto
Descripción Valor Total (miles $/09)
Valor Total (millones de dólares)
9
Inversión 30% $ 529.042,3 $ 293,9
Total inversión SDL $ 529.042,3 $ 293,9
6.4.5.3.3 Inversión Anualizada
Tabla 6.75 Inversión anualizada del Proyecto
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Inversión 30% anualizada 40 13,9% $ 73.942
Total inversión anualizada SDL
$ 73.942
6.4.5.3.4 Cálculo de la relación beneficio costo
Tabla 6.76 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad
Fecha de Entrada en Operación
PNS por Crecimiento (MW)
ENS por Crecimiento (MWh/año)
Delta Pérdidas (MW)
Delta Pérdidas Energía (MWh/año)
2019 1,4 12001,2 0,2 806,6
El costo medio del proyecto es de $ 5.8, luego la relación beneficio/costo del proyecto es
5,54
6.4.6 Año 2020
9 Se emplea una TRM de 1800 pesos
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6.4.6.1 CAMBIO DE CONDUCTOR T SEP BRIGADA – T RIO OCOA - CATAMA 34,5 kV
6.4.6.1.1 Unidades Constructivas de la CREG
Tabla 6.77 Costo de UC para el Proyecto
Descripción Vida Útil
Longitud (km)
R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
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)
6.4.6.1.2 Total Inversión Proyecto
Tabla 6.78 Total de inversión del Proyecto
Descripción Valor Total (miles $/09)
Valor Total (millones de dólares)
10
Inversión 30% $ 136.234,1 $ 75,7
Total inversión SDL $ 136.234,1 $ 75,7
6.4.6.1.3 Inversión Anualizada
Tabla 6.79 Inversión anualizada del Proyecto
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Inversión 30% anualizada 40 13,9% $ 19.041
Total inversión anualizada SDL $ 19.041
6.4.6.1.4 Cálculo de la relación beneficio costo
Tabla 6.80 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad
Fecha de Entrada en Operación
PNS por Crecimiento (MW)
ENS por Crecimiento (MWh/año)
Delta Pérdidas (MW)
Delta Pérdidas Energía (MWh/año)
2020 1,43 12526,8 0,35 1617,9
10
Se emplea una TRM de 1800 pesos
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El costo medio del proyecto es de $ 1.3, luego la relación beneficio/costo del proyecto es
23,77.
6.4.6.2 Compensación en S/E SAN JUAN ARAMA 34,5 kV
6.4.6.2.1 Unidades Constructivas de la CREG
Tabla 6.81 Costo de UC para el Proyecto
Descripción Vida Útil
Cantidad R. CREG 097/08 Valor Unitario (miles $/07)
Valor Total (miles $/09)
Observación
Compensación 2 MVAR
30 1 $ 62.592,0 $ 66.728,3 Compensación reactiva - nivel 3 - 2 MVAR
6.4.6.2.2 Total Inversión Proyecto
Tabla 6.82 Total de inversión del Proyecto
Descripción Valor Total (miles $/09)
Valor Total (millones de dólares)
11
Subestación SDL $ 66.728,3 $ 37,1
Total inversión SDL $ 66.728,3 $ 37,1
6.4.6.2.3 Inversión Anualizada
Tabla 6.83 Inversión anualizada del Proyecto
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Subestación SDL 40 13,9% $ 9.326
Total inversión anualizada SDL $ 9.326
6.4.6.2.4 Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No
Eléctrico (ANE)
11
Se emplea una TRM de 1800 pesos
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Tabla 6.84 Costo de AOM y ANE del Proyecto
Descripción Porcentaje (%) Valor Total (miles $/09)
AOM SDL 2,7% $ 1.768
ANE SDL 4,1% $ 382
Total SDL (Inv. Anualizada + AOM + ANE) $ 11.477,1
6.4.6.2.5 Cálculo de la relación beneficio costo
Tabla 6.85 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad
Fecha de Entrada en Operación
PNS por Crecimiento (MW) ENS por Crecimiento (MWh/año)
2019 1,27 2781,3
El costo medio del proyecto es de $ 4.1, luego la relación beneficio/costo del proyecto es
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.
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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
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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
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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..
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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.
CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
UBICACIÓN DE FALLA
TRIFÁSICA MONOFÁSICA
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
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CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
UBICACIÓN DE FALLA
TRIFÁSICA MONOFÁSICA
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.
CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
UBICACIÓN DE FALLA
TRIFÁSICA MONOFÁSICA
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
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CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
UBICACIÓN DE FALLA
TRIFÁSICA MONOFÁSICA
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
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CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
UBICACIÓN DE FALLA
TRIFÁSICA MONOFÁSICA
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
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CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
UBICACIÓN DE FALLA
TRIFÁSICA MONOFÁSICA
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
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CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
UBICACIÓN DE FALLA
TRIFÁSICA MONOFÁSICA
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.
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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.
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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
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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.
Diagrama A3-5. Contingencia 1, Opción 2.
Diagrama A3-6. Contingencia 1, Opción 3.
Diagrama A3-7. Contingencia 2, Opción 1.
Diagrama A3-8. Contingencia 2, Opción 2.
Diagrama A3-9. Contingencia 2, Opción 3.
Diagrama A3-10. Contingencia 3, Opción 1.
Diagrama A3-11. Contingencia 3, Opción 2.
Diagrama A3-12. Contingencia 3, Opción 3.
Diagrama A3-13. Contingencia 4, Opción 1.
Diagrama A3-14. Contingencia 4, Opción 2.
Diagrama A3-15. Contingencia 4, Opción 3.
Diagrama A3-16. Contingencia 5, Opción 1.
Diagrama A3-17. Contingencia 5, Opción 2.
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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 A4-3D_EMSA. EMSA 2013 Después
Diagrama A4-3D_STN. STN 2013 Después
Diagrama A4-4_EMSA. EMSA Año 2014
Diagrama A4-4_STN. STN Año 2014
Diagrama A4-5_EMSA. EMSA Año 2015
Diagrama A4-5_STN. STN Año 2015
Diagrama A4-6_EMSA. EMSA Año 2016
Diagrama A4-6_STN. STN Año 2016
Diagrama A4-7_EMSA. EMSA Año 2017
Diagrama A4-7_STN. STN Año 2017
Diagrama A4-8A_EMSA. EMSA 2018 Antes
Diagrama A4-8A_STN. STN 2018 Antes
Diagrama A4-8D_EMSA. EMSA 2018 Después
Diagrama A4-8D_STN. STN 2018 Después
Diagrama A4-9A_EMSA. EMSA 2019 Antes
Diagrama A4-9A_STN. STN 2019 Antes
Diagrama A4-9D_EMSA. EMSA 2019 Después
Diagrama A4-9D_STN. STN 2019 Después
Diagrama A4-20A_EMSA. EMSA 2020 Antes
Diagrama A4-20A_STN. STN 2020 Antes
Diagrama A4-20D_EMSA. EMSA 2020 Después
Diagrama A4-20D_STN. STN 2020 Después
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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 A5-2_RB. Reforma – Barzal 2012
Diagrama A5-2_RO. Reforma – Ocoa 2012
Diagrama A5-2_RO-2. Refor. – Ocoa 2012 Op.2
Diagrama A5-3_R. Reforma 2013
Diagrama A5-3_RB. Reforma- Barzal 2013
Diagrama A5-3_RO. Reforma – Ocoa 2013
Diagrama A5-3_RO-2. Refor. – Ocoa 2013 Op.2
Diagrama A5-4_OG. Ocoa – Granada 2014
Diagrama A5-4_OS. Ocoa – Suria 2014
Diagrama A5-4_RB. Reforma – Barzal 2014
Diagrama A5-4_RO. Reforma – Ocoa 2014
Diagrama A5-4_RO-2. Refor. – Ocoa 2014 Op.2
Diagrama A5-5_OG. Ocoa – Granada 2015
Diagrama A5-5_OS. Ocoa- Suria 2015
Diagrama A5-5_RB. Reforma – Barzal 2015
Diagrama A5-5_RO. Reforma – Ocoa 2015
Diagrama A5-5_RO-2. Refor. – Ocoa 2015 Op.2
Diagrama A5-6_OG. Ocoa – Granada 2016
Diagrama A5-6_OS. Ocoa – Suria 2016
Diagrama A5-6_RB. Reforma – Barzal 2016
Diagrama A5-6_RO. Reforma – Ocoa 2016
Diagrama A5-6_RO-2. Refor. – Ocoa 2016 Op.2
Diagrama A5-7_OG. Ocoa – Granada 2017
Diagrama A5-7_OS. Ocoa – Suria 2017
Diagrama A5-7_RB. Reforma – Barzal 2017
Diagrama A5-7_RO. Reforma – Ocoa 2017
Diagrama A5-7_RO-2. Refor. – Ocoa 2017 Op.2
Diagrama A5-8_GuG. Guamal – Granada 2018
Diagrama A5-8_OGu. Ocoa – Guamal 2018
Diagrama A5-8_OS. Ocoa – Suria 2018
Diagrama A5-8_RO. Reforma – Ocoa 2018
Diagrama A5-8_RO-2. Refor. – Ocoa 2018 Op.2
Diagrama A5-9_GuG. Guamal – Granada 2019
Diagrama A5-9_OGu. Ocoa – Guamal 2019
Diagrama A5-9_OS. Ocoa – Suria 2019
Diagrama A5-9_RB. Reforma – Barzal 2019
Diagrama A5-9_RO. Reforma – Ocoa 2019
Diagrama A5-9_RO-2. Refor. – Ocoa 2020 Op.2
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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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