PLAN2 Mar 15.pmd - Unidad de Planeación Minero Energética, UPME
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Como puede observarse en la gráfica, las Alternativas 1 y 5 son las que presentan los mayores beneficios por reducción de generación de seguridad, las Alternativas 2, 3 y 4 presentan menores beneficios ya que la línea San Carlos – Virginia alcanza su límite por estabilidad en las Alternativas 2 y 3 y la transformación 500/115 kV en la subestación Bacatá alcanza su límite de capacidad en la Alternativa 4. Para todas las alternativas la contingencia más severa es la de la línea Primavera – Bacatá, debido a su nivel de importación. Se realizaron análisis de estabilidad de voltaje y estabilidad transitoria, la estabilidad de voltaje se evalúa por medio de análisis modal y de sensibilidades y la estabilidad transitoria se evalúa por medio de la respuesta ante contingencias severas. Los resultados de estabilidad de voltaje muestran que la red opera en condiciones estables durante todo el horizonte de análisis y para todas las alternativas propuestas. Igualmente, se detectan las zonas con mayor debilidad a partir de los nodos más sensibles a la variación porcentual de la tensión frente a la potencia reactiva, las cuales no dependen de las alternativas analizadas y se presentan a continuación. • Subestaciones Tumaco, Junín e Ipiales, asociadas a la subestación Jamondino de 230 kV en el área de CEDENAR. • Subestaciones Mompox, Magangue y Sincelejo, asociadas a la subestación Chinú 500 kV en el área de Costa. • Subestaciones Istmina, Certegui y Quibdó, asociadas a las subestaciones Ancón Sur 230 kV y Virginia 230 kV. La Gráfica 6-11 y la Gráfica 6-12 muestran la sensibilidad del voltaje en cada nodo frente a un cambio en la potencia reactiva. Gráfica 6-11. Sensibilidades año 2008. PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019 121
Gráfica 6-12. Sensibilidades año 2010. Los análisis de estabilidad transitoria se realizan aplicando contingencias de fallas trifásicas, que son las más exigentes, sobre las principales líneas asociadas a cada alternativa de interconexión para el área Bogotá, con tiempo de despeje de 150 ms y pérdidas de principales unidades de generación en el área. Las generaciones mínimas definidas para cada alternativa son las requeridas para que el sistema sea estable en cuanto a estabilidad transitoria, frente a cada una de las contingencias aplicadas. La respuesta transitoria de las principales variables del sistema como lo son ángulos en los rotores, potencia en las máquinas, frecuencia y voltaje, presentan oscilaciones amortiguadas y tiempo de recuperación relativamente corto. Igualmente, no se detectan problemas de sincronismo en las máquinas, aunque las plantas Ínsula, Tebsa y Termoflores tienen una respuesta lenta, sin presentar una condición de inestabilidad, en los últimos años de análisis. La tensión en la subestación Jamondino, presenta oscilaciones en el momento de una falla debido a la oscilación de potencia por las líneas de interconexión, sin embargo, es de característica amortiguada y con tiempo medio de recuperación inferior a los 10 s. Esta variación se percibe por ser el punto de frontera eléctrica de dos grandes sistemas. La Tabla 6-2 presenta la valoración de los activos pertenecientes al STN de cada una de las alternativas estudiadas, la cual se realizó utilizando las unidades constructivas establecidas en la resolución CREG 026 de 1999. 122 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019
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Como pue<strong>de</strong> observarse en la gráfica, las Alternativas 1 y 5 son las que presentan los<br />
mayores beneficios por reducción <strong>de</strong> generación <strong>de</strong> seguridad, las Alternativas 2, 3 y<br />
4 presentan menores beneficios ya que la línea San Carlos – Virginia alcanza su<br />
límite por estabilidad en las Alternativas 2 y 3 y la transformación 500/115 kV en la<br />
subestación Bacatá alcanza su límite <strong>de</strong> capacidad en la Alternativa 4.<br />
Para todas las alternativas la contingencia más severa es la <strong>de</strong> la línea Primavera –<br />
Bacatá, <strong>de</strong>bido a su nivel <strong>de</strong> importación.<br />
Se realizaron análisis <strong>de</strong> estabilidad <strong>de</strong> voltaje y estabilidad transitoria, la estabilidad<br />
<strong>de</strong> voltaje se evalúa por medio <strong>de</strong> análisis modal y <strong>de</strong> sensibilida<strong>de</strong>s y la estabilidad<br />
transitoria se evalúa por medio <strong>de</strong> la respuesta ante contingencias severas.<br />
Los resultados <strong>de</strong> estabilidad <strong>de</strong> voltaje muestran que la red opera en condiciones<br />
estables durante todo el horizonte <strong>de</strong> análisis y para todas las alternativas propuestas.<br />
Igualmente, se <strong>de</strong>tectan las zonas con mayor <strong>de</strong>bilidad a partir <strong>de</strong> los nodos más<br />
sensibles a la variación porcentual <strong>de</strong> la tensión frente a la potencia reactiva, las<br />
cuales no <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>n <strong>de</strong> las alternativas analizadas y se presentan a continuación.<br />
• Subestaciones Tumaco, Junín e Ipiales, asociadas a la subestación Jamondino<br />
<strong>de</strong> 230 kV en el área <strong>de</strong> CEDENAR.<br />
• Subestaciones Mompox, Magangue y Sincelejo, asociadas a la subestación Chinú<br />
500 kV en el área <strong>de</strong> Costa.<br />
• Subestaciones Istmina, Certegui y Quibdó, asociadas a las subestaciones Ancón<br />
Sur 230 kV y Virginia 230 kV.<br />
La Gráfica 6-11 y la Gráfica 6-12 muestran la sensibilidad <strong>de</strong>l voltaje en cada nodo<br />
frente a un cambio en la potencia reactiva.<br />
Gráfica 6-11. Sensibilida<strong>de</strong>s año 2008.<br />
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